鄭州配電自動化的實踐與探討

俞力+劉緋

摘 要：本文介紹了配電自動化的重要性和全國推行的情況，介紹了國網鄭州供電公司配電自動化的實施情況，同時積極探索新型的故障處理模式，將集中型饋線自動化與配電故障處理系統（HP9000）相結合，既充分利用配電自動化系統（主站+終端）對配電網全面監控的優勢和強大計算分析能力，又消除了依靠主站遙控隔離故障區域速度慢的問題，總結了配電自動化取得的效果，最后提出配電自動化建設過程的問題，給出一些解決辦法。

關鍵詞：配電；系統；自動化

中圖分類號：TM76 文獻標識碼：A

一、引言

隨著國民經濟的發展和人民生活水平的不斷提高，用戶對供電可靠性的要求也越來越高。長期以來配電網的建設未得到應有的重視，建設資金短缺，設備技術落后，事故頻發。停電不但給生活造成不便、經濟損失，而且對社會造成很大的負面影響。相關研究表明每停一度電平均會給用戶帶來40元的經濟損失，我國每年因停電造成的經濟損失達數千億元。隨著電力的發展和電力市場的建立，配電網的薄弱環節顯得越來越突出，供電可靠性急需提高，解決配電網的故障處理問題是提高供電可靠性的關鍵。2009 年，國家電網公司公布“智能電網”發展計劃，給配電自動化帶來了蓬勃生機并注入了新的內涵，針對智能電網建設的需求，結合以往工作的經驗和教訓，提出以堅強靈活配電網架為實現基礎，配網調度/生產指揮為應用主體，可靠多樣通信方式為傳輸保障，信息交互和資源整合為重要手段，全面提升配網管理為主要目的的技術路線。確立了新一輪配電自動化工作的建設目標，積極探索和實踐智能電網建設新形勢下的配電自動化發展理念和實現模式，開展試點工程建設，為配電自動化的全面推廣和應用積累經驗和提供示范。

二、主要做法

（1）健全網架結構

綜合考慮負荷發展需求，負荷密度及供電可靠性需求等因素，結合區域配電網規劃，按照差異化發展原則，制定網架完善方案。通過網架完善，實現建設改造區域線路絕緣化率100%，線路聯絡率100%，電纜環網率100%，配電線路“N-1”比例達到100%，徹底消除配網“卡脖子”和供電能力不足的問題。

（2）完善配電自動化建設

鄭州作為試點城市，配電自動化從2011年開始建設，已覆蓋124條線路，采用主站+配電終端的模式。對實施區域內開閉所、環網柜進行改造、配置“三遙”終端，實現集中型饋線自動化；建設以EPON光纖專網為主、寬帶載波為輔的中壓通信網。同時，鄭州公司也積極探索新型的故障處理模式，安裝HP9000開閉所故障處理系統用于環網級聯開閉所的時間級差保護，目前已投運120個開閉所，正在安裝調試有80個。該系統無通訊時僅采用開閉所內部或所間的故障電流、電壓間的邏輯關系，自動實現四級聯開閉所間的故障隔離及非故障區域的供電恢復，一次性隔離故障區域，有效縮小停電范圍。

（3）配網生產搶修指揮平臺完善

2012年，國網公司下發了《配網生產搶修指揮平臺功能規范》，河南公司根據文件要求，結合地區實際開展配網搶修指揮平臺建設，在完成國網公司要求的功能基礎上開展配網運行監測模塊設置，為配網搶修提供準確的運行數據支持。

三、效果分析

鄭州配電網建設改造與管理提升工程建設完成后，區域內配網運行與經濟指標均得到明顯改善，取得了良好的社會效應。通過配電網改造及配電自動化建設，優化網絡結構、合理調整負荷，縮短供電半徑等措施，降低了配電網電能損耗，有效改善配電一次設備的整體運行環境；試點區域線路N-1 比例均達到或接近100%，線損率和自動化覆蓋率等指標均達到了方案設計要求；通過“三遙”等SCADA 基本功能的實現，大部分負荷測量、 倒負荷等工作都不再需要人員到現場進行；當中壓配電網發生故障時，快速、準確地判斷故障區段，及時派出搶修人員；安裝配電故障處理系統（HP9000）的線路可以在更短時間內自動隔離故障并向非故障區域恢復供電。將集中型饋線自動化與配電故障處理系統相結合，提高了鄭州高新區配電網的供電可靠性。平均故障停電時間由1.1小時縮短到5分鐘，故障搶修半徑由5.5公里縮短為4.5公里，縮短18.2%；到達現場時間由40分鐘縮短為35分鐘，縮短12.5%；配網網架結構更加堅強。區域內線路聯絡率100%，電纜環網率100%，配電線路“N-1”比例達到100%，徹底消除配網“卡脖子”和供電能力不足的問題；生產信息系統數據基礎更加扎實。區域內配網生產搶修指揮平臺信息業務數據完成準確率100%，配網PMS、GIS系統數據完整率與準確率均100%，PMS、GIS、配電自動化等系統間信息集成率100%。區域內中壓用戶供電可靠率達到了99.999%，D類電壓合格率由原來的99.43%提升為100%。

四、存在問題及解決辦法

（1）光纖敷設施工難度大

按照國網公司對配電自動化通訊方式的建設原則，建議采用無線專網及光纖通訊方式實現“三遙”。但在實際建設中，存在著光纖施工破路難，成本高的問題，特別是在中心城區內難以辦理破路手續進行光纖敷設；根據實際情況，采用多種終端技術、通訊手段，如采用配電故障處理終端（HP9000），減小對光纖的依賴。

（2）配電網網架和設備改造要考慮配電自動化的實施需要

由于以往配電網改造資金緊張，一次設備的設計與自動化裝備脫節，造成在實施配電自動化過程中有部分線路和設備需要改造或更換。因此，今后應注意將配電自動化建設與配電網規劃設計和改造相結合，在建設過程中引入 “同步設計、同步施工、同步驗收 、同步投運” 的四同步原則，確保配電自動化工作的可持續發展。

（3）維護力量有待提高

配電自動化的實施涉及一次設備改造和配電主站、終端及通信系統的建設，涵蓋多個部門和專業，缺乏專業運維人員及專項維護費用，系統的實用化及可靠運行無法得到有力保障。應采用“分層漸入法”，對相關專業人員進行分專業、分階段的技術培訓，培養專業骨干人才，更快適應需求，更高效的推進工作開展。

結語

本文總結了鄭州城市配電自動化試點工程的經驗，提出了一些解決建議，按照國網公司下一步得工作部署要求，擴大配電自動化覆蓋范圍。制定統一配電網規劃標準，在配電網規劃、可研設計環節充分考慮并滿足配電自動化的需求，編制完善工作配網規劃，使配網規劃與設計改造相結合，以“四同步”為原則確保配電自動化工作的持續開展，同時不斷引入新技術豐富配電自動化，使配電自動化更加完善、實用。

參考文獻

[1]沈兵兵.配電自動化試點工程技術特點及應用成效分析[J].電力系統自動化，2012 ，36：18-27.

[2]趙江河. 基于智能電網的配電自動化建設[J].電力系統自動化，2012，36：18-33.endprint

摘 要：本文介紹了配電自動化的重要性和全國推行的情況，介紹了國網鄭州供電公司配電自動化的實施情況，同時積極探索新型的故障處理模式，將集中型饋線自動化與配電故障處理系統（HP9000）相結合，既充分利用配電自動化系統（主站+終端）對配電網全面監控的優勢和強大計算分析能力，又消除了依靠主站遙控隔離故障區域速度慢的問題，總結了配電自動化取得的效果，最后提出配電自動化建設過程的問題，給出一些解決辦法。

關鍵詞：配電；系統；自動化

中圖分類號：TM76 文獻標識碼：A

一、引言

隨著國民經濟的發展和人民生活水平的不斷提高，用戶對供電可靠性的要求也越來越高。長期以來配電網的建設未得到應有的重視，建設資金短缺，設備技術落后，事故頻發。停電不但給生活造成不便、經濟損失，而且對社會造成很大的負面影響。相關研究表明每停一度電平均會給用戶帶來40元的經濟損失，我國每年因停電造成的經濟損失達數千億元。隨著電力的發展和電力市場的建立，配電網的薄弱環節顯得越來越突出，供電可靠性急需提高，解決配電網的故障處理問題是提高供電可靠性的關鍵。2009 年，國家電網公司公布“智能電網”發展計劃，給配電自動化帶來了蓬勃生機并注入了新的內涵，針對智能電網建設的需求，結合以往工作的經驗和教訓，提出以堅強靈活配電網架為實現基礎，配網調度/生產指揮為應用主體，可靠多樣通信方式為傳輸保障，信息交互和資源整合為重要手段，全面提升配網管理為主要目的的技術路線。確立了新一輪配電自動化工作的建設目標，積極探索和實踐智能電網建設新形勢下的配電自動化發展理念和實現模式，開展試點工程建設，為配電自動化的全面推廣和應用積累經驗和提供示范。

二、主要做法

（1）健全網架結構

綜合考慮負荷發展需求，負荷密度及供電可靠性需求等因素，結合區域配電網規劃，按照差異化發展原則，制定網架完善方案。通過網架完善，實現建設改造區域線路絕緣化率100%，線路聯絡率100%，電纜環網率100%，配電線路“N-1”比例達到100%，徹底消除配網“卡脖子”和供電能力不足的問題。

（2）完善配電自動化建設

鄭州作為試點城市，配電自動化從2011年開始建設，已覆蓋124條線路，采用主站+配電終端的模式。對實施區域內開閉所、環網柜進行改造、配置“三遙”終端，實現集中型饋線自動化；建設以EPON光纖專網為主、寬帶載波為輔的中壓通信網。同時，鄭州公司也積極探索新型的故障處理模式，安裝HP9000開閉所故障處理系統用于環網級聯開閉所的時間級差保護，目前已投運120個開閉所，正在安裝調試有80個。該系統無通訊時僅采用開閉所內部或所間的故障電流、電壓間的邏輯關系，自動實現四級聯開閉所間的故障隔離及非故障區域的供電恢復，一次性隔離故障區域，有效縮小停電范圍。

（3）配網生產搶修指揮平臺完善

2012年，國網公司下發了《配網生產搶修指揮平臺功能規范》，河南公司根據文件要求，結合地區實際開展配網搶修指揮平臺建設，在完成國網公司要求的功能基礎上開展配網運行監測模塊設置，為配網搶修提供準確的運行數據支持。

三、效果分析

鄭州配電網建設改造與管理提升工程建設完成后，區域內配網運行與經濟指標均得到明顯改善，取得了良好的社會效應。通過配電網改造及配電自動化建設，優化網絡結構、合理調整負荷，縮短供電半徑等措施，降低了配電網電能損耗，有效改善配電一次設備的整體運行環境；試點區域線路N-1 比例均達到或接近100%，線損率和自動化覆蓋率等指標均達到了方案設計要求；通過“三遙”等SCADA 基本功能的實現，大部分負荷測量、 倒負荷等工作都不再需要人員到現場進行；當中壓配電網發生故障時，快速、準確地判斷故障區段，及時派出搶修人員；安裝配電故障處理系統（HP9000）的線路可以在更短時間內自動隔離故障并向非故障區域恢復供電。將集中型饋線自動化與配電故障處理系統相結合，提高了鄭州高新區配電網的供電可靠性。平均故障停電時間由1.1小時縮短到5分鐘，故障搶修半徑由5.5公里縮短為4.5公里，縮短18.2%；到達現場時間由40分鐘縮短為35分鐘，縮短12.5%；配網網架結構更加堅強。區域內線路聯絡率100%，電纜環網率100%，配電線路“N-1”比例達到100%，徹底消除配網“卡脖子”和供電能力不足的問題；生產信息系統數據基礎更加扎實。區域內配網生產搶修指揮平臺信息業務數據完成準確率100%，配網PMS、GIS系統數據完整率與準確率均100%，PMS、GIS、配電自動化等系統間信息集成率100%。區域內中壓用戶供電可靠率達到了99.999%，D類電壓合格率由原來的99.43%提升為100%。

四、存在問題及解決辦法

（1）光纖敷設施工難度大

按照國網公司對配電自動化通訊方式的建設原則，建議采用無線專網及光纖通訊方式實現“三遙”。但在實際建設中，存在著光纖施工破路難，成本高的問題，特別是在中心城區內難以辦理破路手續進行光纖敷設；根據實際情況，采用多種終端技術、通訊手段，如采用配電故障處理終端（HP9000），減小對光纖的依賴。

（2）配電網網架和設備改造要考慮配電自動化的實施需要

由于以往配電網改造資金緊張，一次設備的設計與自動化裝備脫節，造成在實施配電自動化過程中有部分線路和設備需要改造或更換。因此，今后應注意將配電自動化建設與配電網規劃設計和改造相結合，在建設過程中引入 “同步設計、同步施工、同步驗收 、同步投運” 的四同步原則，確保配電自動化工作的可持續發展。

（3）維護力量有待提高

配電自動化的實施涉及一次設備改造和配電主站、終端及通信系統的建設，涵蓋多個部門和專業，缺乏專業運維人員及專項維護費用，系統的實用化及可靠運行無法得到有力保障。應采用“分層漸入法”，對相關專業人員進行分專業、分階段的技術培訓，培養專業骨干人才，更快適應需求，更高效的推進工作開展。

結語

本文總結了鄭州城市配電自動化試點工程的經驗，提出了一些解決建議，按照國網公司下一步得工作部署要求，擴大配電自動化覆蓋范圍。制定統一配電網規劃標準，在配電網規劃、可研設計環節充分考慮并滿足配電自動化的需求，編制完善工作配網規劃，使配網規劃與設計改造相結合，以“四同步”為原則確保配電自動化工作的持續開展，同時不斷引入新技術豐富配電自動化，使配電自動化更加完善、實用。

參考文獻

[1]沈兵兵.配電自動化試點工程技術特點及應用成效分析[J].電力系統自動化，2012 ，36：18-27.

[2]趙江河. 基于智能電網的配電自動化建設[J].電力系統自動化，2012，36：18-33.endprint

摘 要：本文介紹了配電自動化的重要性和全國推行的情況，介紹了國網鄭州供電公司配電自動化的實施情況，同時積極探索新型的故障處理模式，將集中型饋線自動化與配電故障處理系統（HP9000）相結合，既充分利用配電自動化系統（主站+終端）對配電網全面監控的優勢和強大計算分析能力，又消除了依靠主站遙控隔離故障區域速度慢的問題，總結了配電自動化取得的效果，最后提出配電自動化建設過程的問題，給出一些解決辦法。

關鍵詞：配電；系統；自動化

中圖分類號：TM76 文獻標識碼：A

一、引言

隨著國民經濟的發展和人民生活水平的不斷提高，用戶對供電可靠性的要求也越來越高。長期以來配電網的建設未得到應有的重視，建設資金短缺，設備技術落后，事故頻發。停電不但給生活造成不便、經濟損失，而且對社會造成很大的負面影響。相關研究表明每停一度電平均會給用戶帶來40元的經濟損失，我國每年因停電造成的經濟損失達數千億元。隨著電力的發展和電力市場的建立，配電網的薄弱環節顯得越來越突出，供電可靠性急需提高，解決配電網的故障處理問題是提高供電可靠性的關鍵。2009 年，國家電網公司公布“智能電網”發展計劃，給配電自動化帶來了蓬勃生機并注入了新的內涵，針對智能電網建設的需求，結合以往工作的經驗和教訓，提出以堅強靈活配電網架為實現基礎，配網調度/生產指揮為應用主體，可靠多樣通信方式為傳輸保障，信息交互和資源整合為重要手段，全面提升配網管理為主要目的的技術路線。確立了新一輪配電自動化工作的建設目標，積極探索和實踐智能電網建設新形勢下的配電自動化發展理念和實現模式，開展試點工程建設，為配電自動化的全面推廣和應用積累經驗和提供示范。

二、主要做法

（1）健全網架結構

綜合考慮負荷發展需求，負荷密度及供電可靠性需求等因素，結合區域配電網規劃，按照差異化發展原則，制定網架完善方案。通過網架完善，實現建設改造區域線路絕緣化率100%，線路聯絡率100%，電纜環網率100%，配電線路“N-1”比例達到100%，徹底消除配網“卡脖子”和供電能力不足的問題。

（2）完善配電自動化建設

鄭州作為試點城市，配電自動化從2011年開始建設，已覆蓋124條線路，采用主站+配電終端的模式。對實施區域內開閉所、環網柜進行改造、配置“三遙”終端，實現集中型饋線自動化；建設以EPON光纖專網為主、寬帶載波為輔的中壓通信網。同時，鄭州公司也積極探索新型的故障處理模式，安裝HP9000開閉所故障處理系統用于環網級聯開閉所的時間級差保護，目前已投運120個開閉所，正在安裝調試有80個。該系統無通訊時僅采用開閉所內部或所間的故障電流、電壓間的邏輯關系，自動實現四級聯開閉所間的故障隔離及非故障區域的供電恢復，一次性隔離故障區域，有效縮小停電范圍。

（3）配網生產搶修指揮平臺完善

2012年，國網公司下發了《配網生產搶修指揮平臺功能規范》，河南公司根據文件要求，結合地區實際開展配網搶修指揮平臺建設，在完成國網公司要求的功能基礎上開展配網運行監測模塊設置，為配網搶修提供準確的運行數據支持。

三、效果分析

鄭州配電網建設改造與管理提升工程建設完成后，區域內配網運行與經濟指標均得到明顯改善，取得了良好的社會效應。通過配電網改造及配電自動化建設，優化網絡結構、合理調整負荷，縮短供電半徑等措施，降低了配電網電能損耗，有效改善配電一次設備的整體運行環境；試點區域線路N-1 比例均達到或接近100%，線損率和自動化覆蓋率等指標均達到了方案設計要求；通過“三遙”等SCADA 基本功能的實現，大部分負荷測量、 倒負荷等工作都不再需要人員到現場進行；當中壓配電網發生故障時，快速、準確地判斷故障區段，及時派出搶修人員；安裝配電故障處理系統（HP9000）的線路可以在更短時間內自動隔離故障并向非故障區域恢復供電。將集中型饋線自動化與配電故障處理系統相結合，提高了鄭州高新區配電網的供電可靠性。平均故障停電時間由1.1小時縮短到5分鐘，故障搶修半徑由5.5公里縮短為4.5公里，縮短18.2%；到達現場時間由40分鐘縮短為35分鐘，縮短12.5%；配網網架結構更加堅強。區域內線路聯絡率100%，電纜環網率100%，配電線路“N-1”比例達到100%，徹底消除配網“卡脖子”和供電能力不足的問題；生產信息系統數據基礎更加扎實。區域內配網生產搶修指揮平臺信息業務數據完成準確率100%，配網PMS、GIS系統數據完整率與準確率均100%，PMS、GIS、配電自動化等系統間信息集成率100%。區域內中壓用戶供電可靠率達到了99.999%，D類電壓合格率由原來的99.43%提升為100%。

四、存在問題及解決辦法

（1）光纖敷設施工難度大

按照國網公司對配電自動化通訊方式的建設原則，建議采用無線專網及光纖通訊方式實現“三遙”。但在實際建設中，存在著光纖施工破路難，成本高的問題，特別是在中心城區內難以辦理破路手續進行光纖敷設；根據實際情況，采用多種終端技術、通訊手段，如采用配電故障處理終端（HP9000），減小對光纖的依賴。

（2）配電網網架和設備改造要考慮配電自動化的實施需要

由于以往配電網改造資金緊張，一次設備的設計與自動化裝備脫節，造成在實施配電自動化過程中有部分線路和設備需要改造或更換。因此，今后應注意將配電自動化建設與配電網規劃設計和改造相結合，在建設過程中引入 “同步設計、同步施工、同步驗收 、同步投運” 的四同步原則，確保配電自動化工作的可持續發展。

（3）維護力量有待提高

配電自動化的實施涉及一次設備改造和配電主站、終端及通信系統的建設，涵蓋多個部門和專業，缺乏專業運維人員及專項維護費用，系統的實用化及可靠運行無法得到有力保障。應采用“分層漸入法”，對相關專業人員進行分專業、分階段的技術培訓，培養專業骨干人才，更快適應需求，更高效的推進工作開展。

結語

本文總結了鄭州城市配電自動化試點工程的經驗，提出了一些解決建議，按照國網公司下一步得工作部署要求，擴大配電自動化覆蓋范圍。制定統一配電網規劃標準，在配電網規劃、可研設計環節充分考慮并滿足配電自動化的需求，編制完善工作配網規劃，使配網規劃與設計改造相結合，以“四同步”為原則確保配電自動化工作的持續開展，同時不斷引入新技術豐富配電自動化，使配電自動化更加完善、實用。

參考文獻

[1]沈兵兵.配電自動化試點工程技術特點及應用成效分析[J].電力系統自動化，2012 ，36：18-27.

[2]趙江河. 基于智能電網的配電自動化建設[J].電力系統自動化，2012，36：18-33.endprint