（广东电网有限责任公司佛山三水供电局广东佛山528100）
摘要：文章首先对配电自动化系统进行概述，对提升电网自动化的实际运用效用及改进方案提供了建设性的思路，同时对提升配电系统的功能实用性，增强自动化系统的运维效率提出了建议。
关键词：配电网；自动化；线路；方案
引言
近几年来，我国智能电网建设的速度持续加快，地区配电自动化的推广及运用也取得了充分的成长。在建设配电网自动化的过程中需要以配电网运行状况为出发点，不能够仅仅追求配电网的自行运营及把控。从自动化系统的应用实例中能够看出，自动化这一技术在配电系统的应用已经从单一的监控作用逐渐演变为全方位的运维管理。
1配电自动化系统概述
配电自动化系统（DAS）的作用为方便配电企业可以在远方终端实时地监视、分析和操控配电设备，该系统主要包括以下几个部分，即配电网数据信息采集与监视（SCADA系统）、配电地理信息系统（GIS）、需求侧管理（DSM）。配电自动化系统是为城乡配网的结构改造而服务的重要技术。我国配电自动化进行了较多试点，一般结构由配电主站、子站和馈线终端3层组成。配电自动化系统主站作为配电网分析模型中心和运行数据中心，是配电自动化建设的重要组成部分，支撑着配电网调控运行、生产运维管理、状态检修、缺陷及隐患分析等业务开展，并为配电网规划建设提供数据支持。
2配电网现状和存在问题
2.1配电网发展现状
某供电局由于地调系统没有配套建设配电自动化终端和通信系统，所以不能实现配电自动化系统功能，配网调度人员只能通过地调系统的工作站对配网10kV出线进行调控运行，开关站、环网柜及柱上开关均没有监控手段。D5000调度自动化系统具有配置遥测遥信信息按IEC60870-5-101/104标准通信规约进行转发的功能。可以接收配电调度自动化系统的遥控命令，遥控指定开关，并具有限定转发遥控控制范围的安全控制功能，确保遥控转发命令安全。
2.2配电网自动化存在的问题
1）10kV设备健康水平较差
10kV设备的状态检修工作开展较为滞后。部分断路器、配电变压器运行年代久远，运行的配变中高损配变仍占有相当大比重；存在开关操作机构锈蚀、分合指示不清晰、配变漏油、丝具老旧、刀闸锈蚀拉合困难等现象；10kV设备类型、生产厂家杂多，没有形成成熟、统一的技术选型标准，隐患缺陷多，信息采集难，不利于配电网智能化的改造。
2）10kV线路运行环境较差
区域内各类市政、路桥、产业园区以及旧城改造项目多，配电设施遭受外力破坏的情况频繁发生，大量存在的城中村内违章建筑多，房、树、线的矛盾比较突出，10kV线路安全隐患较大。受技术、资金和生活环境等多方面的影响，以前城市的配电网规划、建设和发展过程中，10kV线路多是采用架空线路来进行铺设，线路电缆化率处于较低的水平。
3）10kV线路改造滞后
区域内配网线路主干线部分基本实现了全绝缘化改造，但支线仍存在裸导线的情况，还有部分支线采用截面积为25～35mm2的小线号，无法满足日益增长的负荷需求；部分线路改造时，仅进行了导线和金具的更换，电杆没有更换，部分电杆老旧、裂纹严重、吃力大，改造工作滞后。
总之，该区配电网网架结构不合理，存在问题需网架结构调整解决；非电缆线路、裸导线线路、老旧设备多，需设备改造；设备自动化建设落后，需配电自动化改造；设备运行环境较差，需运维人员加强维护。
3改进方案
考虑到配电网发展中存在的各种问题，本文从主站信息系统的安全防护和馈电线路的保护配合方面进行分析，并提出改进方案，以期对提高配电网的安全运行和可靠供电起到重要的作用。
3.1主站信息的安全防护改进
在管理信息大区，配电自动化主站与配电终端通信可采用“硬件防火墙+安全接入平台+配电加密认证装置”的安全防护方案，如图1所示。
图1“硬件防火墙+安全接入平台+配电加密认证装置”方案
硬件防火墙采取访问控制措施，对应用层数据流进行有效的监视和控制。
安全接入平台主要包括安全接入网关和数据隔离组件，对外统一提供“安全通道、身份认证、安全接入、访问控制、数据交换”等核心功能。安全接入网关与配电终端采用基于数字证书的双向认证、密钥协商，基于国产商用密码算法建立与配电终端之间的双向加密隧道，实现与无线网络其他业务间的逻辑隔离，保障通信链路及传输数据的安全性；数据隔离组件提供双向访问控制、网络安全隔离、内网资源保护、数据交换管理、数据内容过滤等功能，实现边界安全隔离，防止不正当链接进入内网系统直接进行访问。
配电加密认证装置对远程参数设置、远程升级等信息采用国产商用非对称密码算法进行签名操作，实现配电终端对配电主站的身份辨别与报文完整性的保卫工作；对配电主站与配电终端之间的业务数据采用国家商用对称密码算法进行加解密操作，保障业务数据的安全性。
3.2配网馈电线路保护配合方案
结合配电自动化系统结构示意图如图2所示。下面从以下3个方面给出线路保护配合方案。
1）架空线路主干线开关采用负荷开关工作方式，主回路相间短路故障由变电站出线开关切除，并重合一次切除瞬时故障，永久故障由主站系统集中判断故障区段，主站下令进行故障隔离，并恢复健全区域供电。分支开关可采用断路器与变电站出线开关保护配合（速断保护延时0.3s），实现故障快速隔离。
2）电缆线路环网柜主回路进出线开关采用负荷开关工作方式，主回路相间短路故障由变电站出线开关切除，由主站系统集中判断故障区段，主站下令进行故障隔离，并恢复健全区域供电。负荷侧开关采用“负荷开关+熔断器”方案，熔断器状态遥信上传主站。
3）开关站进线功能开关不投保护，由变电站出线开关负责切除故障。开关站出线采用真空断路器并和变电站出线保护能够配合的，开关站出线配置保护装置，相间短路时快速隔离线路故障。
3.3改进成效
通过改进方案的实施，对配电自动化覆盖区域的供电可靠性将会有明显的提升。表1给出了工程实施前后各区域配电网数据指标对比。改造后，A类供电区域供电可靠性完全达到99.98%以上，满足南网要求，故障隔离时间由原来的1h下降到20min，配电自动化覆盖率达到100%，N−1校核通过率达到100%。B类供电区域供电可靠性完全达到99.98%以上，满足南网要求，故障隔离时间由原来的1h下降到20min，配电自动化覆盖率达到95%。C类供电区域供电可靠性完全达到99.98%以上，满足南网要求，故障隔离时间由原来的1h下降到30min，配电自动化覆盖率达到95%。
4结束语
实现配电自动化后，配网调度在第一时刻发现故障信息后将其进行综合分析，先采取切除故障线路等方式将故障隔离，并及时通报抢修人员，帮助判断故障点，有效减少设备巡查时间，尽快恢复供电，减少停电面积并缩减停电时间。本文从多个角度分析了配电自动化系统，在保证增加自动化覆盖率提供了建设性的思路，同时对提升配电系统的功能实用性，增强自动化系统的运维效率提出了建议。
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