智能配电网专项规划配电自动化规划概述随着我国社会经济的不断发展和人们生活水平的不断提高，用户对供电可靠性和供电质量的要求也不断提高。

供电企业通过配电自动化系统建设，可以减少停电范围，缩短停电时间，改进供电质量，提高供电可靠性，提高供电能力，降低配电网损。

配电自动化系统是配网调度人员实施配电网监控、事故处理、可靠性分析、运行统计和业务培训的有效工具和重要手段，配电自动化系统的实施可以进一步提高配电网运行管理水平，减轻运行人员的劳动强度，提高劳动生产率，最终达到提高供电企业经济效益和社会效益的目的。

随着通讯技术、信息技术和自动化技术的发展，配电自动化系统日益成熟，通过对十多年国内外配电自动化建设经验教训的总结，供电企业对配电自动化建设有了更深刻的认识，并归纳出了五种建设模式：简易型、实用型、标准型、集成型、智能型，国家电网和南方电网公司近年来分别推出了一系列的配电自动化相关标准和规范，IEC 61970/61968等国际标准在我国的应用也逐步深入。

2009年开始国内在智能电网发展趋势的推动下又开展了新一轮的配电自动化系统试点，并已取得了初步成效。

目前国内的县级电网都属于配电网范畴，县级供电企业一般承担了110kV /35kV高压配电网的调度管理，同时承担城镇10kV中压配电网的运行管理。

县级中压配电网特点：城镇人口密集负荷高的区域以环型供电方式为主，城郊和乡村采用辐射型供电方式为主，馈线自动化实现的方式可以综合电流型和电压型两种模式。

基本思路配电自动化方案制定的基本思路：（1）配电自动化系统设计应在电网规划的基础上，根据当地的实际供电条件、供电水平、电网结构和用户性质，因地制宜的选择方案及设备类型。

（2）重要用户多，负荷密度高，线路走廊资源紧张，用户对供电可靠性较为敏感的区域是首期实施自动化的区域。

在实施前必须经过电网改造，使供电半径趋于合理，网架和设备得到加强。

（3）负荷密度小，虽经改造但网架结构薄弱，线路间不具备互连但具有发展潜力的区域，应按自动化目标规划，视条件分步实施。

（4）配电自动化系统的建设必须首先满足配电自动化基本功能，在条件具备时可以考虑扩展管理功能。

（5）配电自动化通讯建设应与调度自动化通讯、集中抄表系统通讯等结合起来，并考虑今后的发展留有裕量。

（6）主站系统设计应遵循各项国家和行业标准，具有安全性、可靠性、实用性、扩展性、开放性、容错性，满足电力系统实时性的要求，具有较高的性能价格比。

配电自动化现状通讯网以县调为中心，光纤网络辐射10个供电所8个变电站。

结合原有载波通讯实现我旗范围内的自有5座变电站及代管3座变电站的所有通讯，实现了以太网、调度电话、MIS系统等模块的通讯。

电力通信光网络基本建成，以155M为主。

主要传输网：电力公司的传输设备以华为为主，其中调度大楼现有3台华为PCM，2台华为光设备。

110kV变有载波通讯。

通信存在的问题（1）新建城关站建成后，以太网接口与光口板不足，需要增加汇聚以太网板及光口板。

（2） 110kV变与县调度无光设备，已载波设备为主。

配电自动化系统应用现状电力公司配网调度自动化基础薄弱，目前尚无配电自动化主站系统和子站系统。

配电网中环网柜、分支箱，落地式开关大多数没有预留自动化接口，环网柜中不具备有CT、PT、及电动操作机构。

目前已计划于2011年对1回线路进行配电自动化改造。

方案设计中将对大用户区域内1回出线实现馈线自动化功能。

电力公司目前与配网相关的应用系统有营销管理系统，GIS系统。

配电自动化规划方案在分析配电网现状及其他城市配电自动化建设经验的基础上，制定了统一规划、分步实施、稳扎稳打的建设思路。

首先建立坚强的10kV配电网络和具备自动化功能的一次设备；其次建设配电监控管理小系统，借助配电监控小系统的管理，完善网络的基本图形、建立数据资料库，提高电力公司配电生产管理的效率和水平。

馈线自动化和小系统组合的方式具体包含以下两方面内容:（1）建设以电压型为基础的馈线自动化系统，利用RTU自身所具有的智能化检测功能，与开关设备配合，共同完成故障区段的隔离、非故障区段的恢复供电。

并且利用站内故障区段指示设备，通过计算站内断路器合分闸时间，判断出故障区段并通知运行人员检修。

这一阶段的特点是：无需通信系统，利用杆上设备自身智能化功能就能够独立完成架空系统配电自动化的基本功能。

这一阶段的完成，可减少停电区间，缩短停电时间，提高供电可靠性，实现了馈线自动化的基本功能。

（2）在实现馈线自动化的基础上，同时建设简易实用的配电监控管理主站小系统，实现对馈电线路自动化开关的遥信、遥测、遥控功能，达到提高管理水平、为用户提供完善的服务、降低运行费用和运行人员劳动强度的目标配电自动化一次设备和终端配置方案主干线路推荐具备就地故障隔离功能以VSP5开关及配套设备构成的电压—时间型配电自动化成套设备，支线线路推荐采用具备自动切除单相接地故障和自动隔离相间短路故障的用户分界负荷开关及配套的控制器。

主干线路上的设备具备利用设备本身的智能功能来实现自动隔离故障区段、非故障区段自动恢复供电的馈线自动化功能，通过在主线路采用VSP5开关设备进行合理分段后，设备可以自动实现线路故障的隔离和非故障区段的供电恢复，快速实现减少停电区间、缩短停电时间的要求，提高区域供电可靠性；支线线路上的设备可以自动切除单相接地故障和自动隔离相间短路故障，可以有效地减少支线线路及用户设备故障引起主干线路上的停电，从而大大提高供电系统供电的可靠性。

设备基本构成和技术参数本方案采用的配电自动化设备由以下设备构成：真空自动配电开关：FZW28-12/630（VSP5）；电源变压器： SPS2-10/220一体化遥控终端： D23PD/A各设备应用于配电自动化的基本特点如下：真空自动配电开关FZW28-12（VSP5）采用真空灭弧室灭弧、SF6气体外绝缘结构，引出线采用密封电缆头结构，外带连接绝缘导线，具有体积小、免维护、安装方便等优点。

开关具有手动、电动两种操作方式。

在手动方式下，开关可以由操作人员在现场手动操作实现合、分。

在自动方式下，开关在电网来电或RTU 发出合闸命令时，自动合闸；在电网掉电时无压释放，或RTU发出分闸命令时分开；在遇到故障时，RTU自动闭锁，使开关处于分闸状态。

开关内置三相测量CT，变比为600/5A或1A，精度0.5级，可以满足今后升级时计测的需要。

电源变压器SPS2-10/220的主要作用是为开关和控制器提供操作电源和检测信号以及满足将来计测的需要。

这种供电方式可以避免户外控制器采用蓄电池作为供电电源所带来的维护和蓄电池性能不稳定的弊端。

每组PT包含一个单相PT，安接在电源测。

一体化遥控终端单元RTU 具有智能化故障查寻、就地隔离功能和远方通信功能。

RTU产品设计严谨，工业化程度高，结构具有全免维护特点，采用全密封镀金航空接插头，性能优越。

RTU既有远方通信功能又自带就地保护功能，可以实现就地手动操作和远方控制操作。

其就地保护功能包含了时限顺送/逆送功能：时限投入、时限锁定、瞬时加压锁定、两侧电源锁定；设备用于分段点和环网点功能可选功能。

其远方通讯功能可以实现“四遥”：遥控：开关的“分”、“合”控制；遥调：X时限设定、模式设定（分段或环网）；遥信：开关状态、RTU状态、开关两侧电源情况等；遥测：开关两侧电压、相位差、三相电流。

设备应用原理本方案推荐设备的工作原理是基于电压—延时方式。

对于分段点位置的开关，在正常工作时开关为常闭状态。

当线路因停电或故障失压时，所有的开关都打开。

在第一次重合后，根据控制器设计的延时设置，线路分段一级一级的投入，直至投到故障段后线路再次跳闸，故障区段两侧的开关因感受到故障电压而闭锁。

当站内断路器再次合闸后，正常区间恢复供电、故障区间通过闭锁而隔离。

对于联络点位置的开关，在正常时感受到两侧有电压时为常开状态，当一侧电源失压时，该联络开关开始延时进行故障确认，延时时间整定值为故障侧线路完成对故障确定并闭锁的时间。

在延时时间完成后，联络开关投入，后备电源向故障线路的故障后端正常区间恢复供电。

一条馈线上的杆上设备与变电站内的出线断路器配合，通过重合闸后各开关控制器检测的两侧电源状态，来决定管理区段是否故障、控制器是否应当闭锁，再通过计算断路器从合闸到分闸的时间间隔来计算出引起线路跳闸的线路区段，由站内的故障指示设备指示出发生故障区段，通知运行人员检修。

通过这种方式，线路实现了故障区段的隔离、非故障区段的供电恢复，并迅速通知站内人员故障发生区段，进行电力恢复。

图为环网供电的故障隔离过程。

图环网供电的故障隔离过程图所示手拉手线路为例，CB1、CB2分别为线路站1和站2的出线断路器，线路上分别安装了开关PVS“B”“C”“D”“E”“F”“G”，其中除作为联络开关的“E”为常开开关外，其余在正常工作时为常闭。

这些开关的控制器具有延时设置键，根据线路的状况，分别将“B”“C”“D”“F”“G”的控制器延时设为7s、7s、7s、7s、7s，表示当各级开关在感受到一端来电时，通过上述的延时时间完成关合，而环网点开关“E”的控制器延时时间设置为45s。

下面给出了当线路c区段发生短路故障时，整条线路的工作过程。

（1）在正常状态下，CB1、CB2和除PVS“E”以外的所有开关均关合。

（2）假设当故障发生在c段，因短路引起断路器CB1跳闸，PVS“B”、PVS“C”、PVS“D”因失压而同时断开。

这时，PVS“E”的控制器因感受到一侧掉电而开始计数。

（3）断路器CB1经过延时后重合闸，开关顺序延时关合至PVS“B”。

（4）当关至PVS“C”时，因再次关合短路点引起线路再次跳闸。

这时，PVS “C”和PVS“D”因感受到其区间故障而锁扣。

（5）CB通过再次重合闸，顺序延时将正常区间恢复供电。

（6）环网点开关PVS“E”在计时过程中始终未感到一方的供电，因此，在经过一定的延时后，关合PVS“E”，由CB2给位于故障区间后端的正常区段d。

通过上述工作方式，系统完成环网结构的供电恢复。

设备与变电站断路器重合闸配合原则及实现方式本套设备与站内出线断路器实现二次重合闸配合使用，第一次重合闸，判定故障区间开闭所故障线路前后开关，第二次重合闸恢复故障前端正常线路的供电。

同时因为控制器有一个 3.5秒的故障确认时间，故重合时间一般设定为5秒，大于3.5秒的故障确认时间。

特别说明：应用该套设备时并没有比常规方式多进行了一次重合，其第二次重合是恢复送电的过程，相当于常规方式第一次重合失败后派人修复故障后恢复送电的操作。

馈线自动化设备布置与应用本次馈线自动化改造实施范围是将四子王110kV变电站和城关35kV变电站手拉手联络的线路进行合理分段，将线路按照1.5km处安装一台分段开关布置，达到快速实现减少停电区间、缩短停电时间的目标，有效地减少主干线路上的停电范围。