关键词: 电力
1.配网自动化认识配电线路自动化是指对配电线路的短路故障进行快速诊断、自动隔离，以减少故障停电范围，恢复非故障段供电，提高供电可靠性。配网自动化的建设由二大部分组成，第一部分：配网建设，如线路改造，安装分段开关，线路未端手拉手联络；第二部分，通讯建设，将柱上开关加装远方终端装置（RTU）及操作电源，即使在停电情况下，也能通过载波或通讯线或无线电与中央控制总站保持通讯，传送数据，主机根据信号判断故障，发令断开相应柱上断路器，隔离故障，并合上非故障线路的断路器，恢复非故障线路的正常供电。对于第一部分，是实现配网自动化的基础，但其投资和建设纳入了电网建设和改造范围，通常所说的配网自动化主要是指第二部分。
2、我区配网现状及故障分析我区面积218平方公里，有10KV线路54条440公里，其中架空绝缘导线18公里，电缆60公里；有10KV配变1483台258050KVA；2000年全区10KV线路供电量为39536万度，全区10KV供电可靠率为99.649。我区配网由农村和城区二部分组成，其中农村线路41条，线路长度355公里，有配变1165台，容量183325KVA，有10KV开关站4座；城区线路13条，线路长度85公里，配变318台，容量74725KVA，有开关站9座。农村电网10KV线路以10~16台配变为一段，对主干线进行分段，所有线路均已形成未端手拉手联络方式，分段开关和联络开关均为柱上真空断路器；我区城区面积约14km2，采用划块供电原则，按地理位置及负荷水平，把城区划成17个供电块，每块由一条10KV主线从变电所供电到供电块域，主线具有5000KW供电能力。当块域负荷增大到200~300A时，供电块域一分为二，最终块域负荷控制在150A之内。供电块内采用10KV开关站，主线供电至开关站后，由开关站放射性地向四周供电，每一供电块内建设一个开关站，每三个开关站为一组，互相联络、互为备用。变电所出线至开关站主线采用YJV22-240铜芯电缆，开关站出线采用JKLYJ-10-120绝缘导线或YJV22-120电缆。城区电缆敷设以排管为主。其典型10KV开关站主接线图见图一。通过对我区2000年配网停电原因的分析，主要原因由以下几类：
（1）电网建设与改造，由于1999年~2000年是我区二网改造高峰年，由此而引起的停电较为频繁；
（2）业扩支接，新业扩用户必须要在支线甚至主线上支接，迫使被支接线路停电；
（3）故障停电；
（4）线路检修、维护停电。由于上述种种原因，我局2000年的配网供电可靠率为99.649，其中城区配网供电可靠率为99.812，农村配网供电可靠率为99.615。通常人们认为，实现配网自动化的意义在于提高配网供电可靠率，实际情况是否如此呢？我们知道，配网自动化的好处在于配网故障的自动隔离，其实配网自动化只能自动隔离能够引起变电所继保动作的故障，也就是线路跳闸，通常就是短路故障，而其它故障，如电杆被撞、导线断裂、单相接地、设备故障检修等均要靠人工查找并隔离。我区2000年共发生引起变电所线路开关跳闸的故障共32次，其中重合闸成功的16次，还有16次重合闸不成功。在重合闸不成功的16次故障中，线路巡线人员平均化了一个小时查找故障，并进行隔离。我局1483台配变，线路54条，因此平均每条线路有配变27.5台，则由于故障查找而引起的停电时户数为(27.5-10)*16=280时户数（注：减去10，是由于线路每段带10台配变，则即使故障被隔离，仍有10个用户继续停电；同时，假定每台配变为一个用户）。因此，由于短路故障定位与隔离不迅速而导致的时户数损失对整个配网可靠率的损失为280/（365*24*1483）=0.002155。因此，在实现配网自动后，即使完全不计故障隔离时间，则其也只能使我区配网供电可靠率提高0.002155。这对于目前我区配网可靠率仅为99.649，其影响是微乎其微的。因此，在目前阶段，认为实现配网自动化是提高供电可靠率的一种有效手段，则这种认识是错误的，在这种指导思想下去实现配网自动化，则花费了大量人力、财力、物力之后，会发现效果与原先设想的相去甚远。
3、实现配网自动化的意义既然在目前国情下实现配网自动化化对提高供电可靠率作用不大，那么国内目前从各种渠道反映的关于实现配网自动化的一派热闹景象的原因何在呢？
3.1实现配网自动化的企业效益2000年我局10KV线路供电量为39536万度，配变1483台，则平均每台配变每小时供电量为395360000/（1483*365*24）=30.4度，则280时户数的电量损失为28*30.4=851.2度，以每度电0.6元计，则供电部门损失的产值为851.2*0.6=510.7元，以10利润计，利润损失51元。虽然短路发生时，往往在用电高峰，则其实际损失也不会比计算的高多少。而在我区。如要全面实现配网自动化，则其投资估算要1000万元，投入与产出相比简直是一个天文数字。
3.1实现配网自动化的社会效益配网短路故障的一个最大害处就是突然停电，而电网建设与改造、业扩支接、配网检修都是可以人为控制并预报的。即使是故障，如单相接地、设备故障处理、电杆撞断等，此时供电并未中断，可视情况的严重程度，提前1~2小时进行预报，然后停电处理。突然停电的害处众所周知，从政治上来说，特别对于城区，其作为一个政治、经济、文化中心，如此时正在举行全国性乃至世界性的活动，突然停电将会造成非常恶劣的政治影响；在某些政治事件中，停电将在人们心中误认为政局不稳定，从而使时局产生混乱。从安全和经济上来说，对于化工企业、冶金企业，突然停电，会使化学锅炉或管道爆炸，会使冶金锅炉凝结，造成极大的人身伤亡和财产损失；对于投资环境来说，突然停电产生的种种恶劣影响，被认为是投资环境欠佳，影响招商引资，从而阻碍了本地区的经济发展。凡此种种，说明实现配网自动化化的社会效益十分巨大，是社会大环境对供电企业的要求，是供电企业走向竞争的必然条件，这说明实现配网自动化又十分必要。那么，在目前市场经济条件下，在供电企业资金有限的情况下，如何合理地运用资金、如何最佳地处理好企业效益与社会效益的关系呢？这就要为配网自动化列出方案，并逐步实施。
4、配网自动化方案
4.1城区及开发区实现配网自动化化
4.1.1必要性基于上面的分析，我认为在城区及工业开发区实现配网自动化有其必要性。城区要求实现配网自动化的另一个原因是由于城区配网存在越级跳闸现象。1997年以前，我局变电所10KV出线的保护时限为速断0.5s，过流1s。为了进行时限上的配合，设计方案采用：开关站进出线柜均为去分流式定时限保护，时限整定为速断0.1s，过流0.4秒。但是，随着电网的建设和改造，线路的短路容量越来越大，如我局的110KV静德变，该变电所紧邻镇海发电厂，其10KV母线的短路容量在最大运行方式下达371MVA，如此大的短路容量在线路发生短路时，对电缆、线路闸刀及变电所设备的冲击和损坏是非常大的，我局已发生好几次因线路短路而引起变电所母排损坏和线路闸刀烧毁的事故。为此，在1997年初根据上级布置，全局变电所10KV出线的保护时限调整为速断0.1s，过流0.4秒，同时，把变电所的时间继电器也由电磁型更换成高精度静态时间继电器。由于开关站的时限整定值已经小到不能再小的地步，因此，这样一来，开关站与变电所之间就无时限配合上的裕度，越级跳闸事故屡有发生。同时，由于变电所至开关站之间，基本上为全线电缆，为减少重合闸对短路故障的再次冲击，变电所出线开关取消了重合闸。而实现配网自动化则能很好地解决上面的问题。
4.1.2可行性目前，我局所属的所有10KV开关站、35KV变电所已全部实现无人值班，110KV变电所也实现了综合自动化或调度自动化，同时，变电所至调度的通讯通道为光缆，开关站至调度的通讯通道为通讯电缆，所有开关均为真空开关。城区和开发区的供电模式均为开关站模式，这些开关站目前已经实现了“三遥”，即遥测、遥信、遥控，因此，实现城网及开发区（开关站）配网自动化的条件已经具备。如果配网自动化实现，其模式应该是：保留变电所出线开关的速断、过流保护，取消下面其它各级开关的保护，则一旦发生故障，变电所出线开关先跳闸，然后调度端的配网自动化计算机主机系统可根据变电所、开关站的RTU信号判断是那一段线路发生故障，然后发令断开故障段线路开关，合上正常段线路开关，使正常段线路恢复供电，大大减少短路故障时的停电范围和停电时间。此时，站用电应使用大容量不间断电源UPS，以保证远动系统的电源供应。
4.2其它地区缓上配网自动化在大量的农村地区，以及许多工业企业，它们的要求是更高的供电可靠率，而突然停电对其损失和影响并不大，这类地区，应利用其它各种有效手段，大幅度提高其供电可靠率,而不是尽快实现配网自动化。
5、提高配网供电可靠率的一些手段
5.1加强管理，制订周计划、月计划、季计划、年计划，按计划进行施工和检修，避免无序停电、重复停电。
5.2应用我局已开发成功的MIS管理信息系统及GIS地理信息系统，进行故障定位智能化。
5.3实行热态借电，即在线路不停电情况下，进行开关操作和负荷转移。
5.4带电作业。
5.5利用短路故障指示器进行故障查找。
5.6加强人员素质和施工管理，集中力量打歼灭战。
5.7运用红外线成像仪进行线路巡视。
5.8进一步完善配网结构等。经统计计算，运用上述各种措施，可以使配网供电可靠率达到及超过国一流企业中压供电可靠率99.96以上，在此基础上，有条件的可以逐步开展配网自动化。
