配电自动化系统分析及改进方案
2017第四届轨道交通供电系统技术大会
会议由中国电工技术学会主办，将于2017年11月28日在北京铁道大厦召开，研讨电工科技最新研究成果对轨道交通供电领域所带来的革新影响和应用前景，推进协同创新。浏览会议详情和在线报名参会请长按识别二维码。
国网西咸供电公司、国网咸阳供电公司的研究人员张帅、常娜娜，在2017年第7期《电气技术》杂志上撰文指出，配电网是电力网络中直接面向电力用户的一个环节，是检测供电可靠性的重要部分。
配电自动化的广泛应用，为调度运行控制能力、故障处理能力和配网检修能力的提高奠定了基础，也会对社会保电活动等提供可信的技术手段和技术措施，大大减少停电次数和停电时间。本文结合西咸新区供电公司成立后的配电网规划，对配电网的发展现状、存在的问题进行分析，并从主站信息和馈电线路方面提出了切实有效的改进方案。
配电网分布面广，线路复杂，设备多，建设工地多，配网安全生产一直是电力安全生产的重头。目前由于没有配电自动化系统，配电网实际运行状态不能及时掌握，配网调控处于盲调状态，存在很大的安全隐患。
配电网自动化系统的应用，使调控人员能实时掌握配电网运行状态，通过配电调度自动化系统的挂牌、刀闸和跌落保险的人工置数等功能，可以做到调度画面与现场一致，做到正确指挥，心中有数，极大的提高了供电可靠性[1,2]。
通过系统的设备异动管理功能，调度能确切掌握最新的配网建设投运情况，彻底改变配网资料落后的局面，为安全生产提供坚实的基础。实践证明配电自动化系统已成为国内先进供电公司必不可少的配网生产运行工具，配电网的安全生产水平有了质的提升[3-5]。
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：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，一般结构为配电主站、子站和馈线终端三层组成[6]。
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[7]。
本文结合西咸新区供电公司的配电网建设，对配电网的发展现状、存在的问题和提出的改进方案进行了介绍和分析，建成西咸配电自动化系统，必将对提高配电网供电可靠性、提高供电服务水平、提高运行维护水平起到强大的推动作用。
1 配电网现状和存在问题
1.1 配电网发展现状
国网西咸供电公司于2015年年底组建成立，生产、运行和营销部门的多种应用系统还在完善中，地区调度自动化系统也处在建设阶段。但由于各系统的建设都是独立运行，各系统之间缺乏数据交互，一些综合性应用无法实现，信息“孤岛效应”严重。因此，在系统建设的同时解决配电网应用系统之间的信息交互，实现各应用系统的集成，搭建好基础信息平台势在必行。
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[8]。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。
1.2 配电网自动化存在的问题
1.2.1 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。
1.2.2 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，加之西咸新区内城乡结合部的区域面积较大，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。由于受技术、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。
1.2.3 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，西咸新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。
2 改进方案
考虑到配电网发展中存在的各种问题，下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了分析并提出了改进方案，对提高配电网的安全运行和可靠供电起到了重要的作用。
2.1 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。
2.2 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，从以下3个方面给出线路保护配合方案。
图2 配电自动化结构示意图
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，和变电站出线开关保护配合（速断保护延时0.3秒），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。
2.3 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，满足国网要求，故障隔离时间由原来的1小时下降到20分钟，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，满足国网要求，故障隔离时间由原来的1小时下降到20分钟，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，满足国网要求，故障隔离时间由原来的1小时下降到30分钟，配电自动化覆盖率达到95%[9]。
表1 工程实施前后各区域配电网数据指标对比
3 结论
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。
配电自动化工程建成后，故障处理服务由被动变主动，对社会保电活动等提供可信的技术手段和技术措施，大大减少停电次数和停电时间。通过大面积断电快速恢复等功能，可在主电源变电站断电时短时间内恢复供电，提升人民生活水平，不仅提高政府满意度，为社会经济保驾护航，有效升供电服务水平，社会效益明显。