國網西鹹供電公司、國網咸陽供電公司的研究人員張帥、常娜娜， 在2017年第7期《電氣技術》雜誌上撰文指出， 配電網是電力網絡中直接面向電力用戶的一個環節， 是檢測供電可靠性的重要部分。
配電自動化的廣泛應用， 為調度運行控制能力、故障處理能力和配網檢修能力的提高奠定了基礎， 也會對社會保電活動等提供可信的技術手段和技術措施， 大大減少停電次數和停電時間。 本文結合西鹹新區供電公司成立後的配電網規劃， 對配電網的發展現狀、存在的問題進行分析， 並從主站資訊和饋電線路方面提出了切實有效的改進方案。
配電網分布面廣， 線路複雜， 設備多， 建設工地多， 配網安全生產一直是電力安全生產的重頭。 目前由於沒有配電自動化系統， 配電網實際運行狀態不能及時掌握， 配網調控處於盲調狀態， 存在很大的安全隱患。
配電網自動化系統的應用， 使調控人員能即時掌握配電網運行狀態， 通過配電調度自動化系統的掛牌、刀閘和跌落保險的人工置數等功能， 可以做到調度畫面與現場一致， 做到正確指揮， 心中有數， 極大的提高了供電可靠性[1,2]。
通過系統的設備異動管理功能， 調度能確切掌握最新的配網建設投運情況， 徹底改變配網資料落後的局面， 為安全生產提供堅實的基礎。 實踐證明配電自動化系統已成為國內先進供電公司必不可少的配網生產運行工具，
配電自動化系統（DAS）的作用為方便配電企業可以在遠方終端即時地監視、分析和操控配電設備， 該系統主要包括以下幾個部分：配電網資料資訊採集與監視（SCADA系統）、配電地理資訊系統（GIS）、需求側管理（DSM）。 配電自動化系統是為城鄉配網的結構改造而服務的重要技術， 我國配電自動化進行了較多試點， 一般結構為配電主站、子站和饋線終端三層組成[6]。
配電自動化系統主站作為配電網分析模型中心和運行資料中心， 是配電自動化建設的重要組成部分， 支撐著配電網調控運行、生產運維管理、狀態檢修、缺陷及隱患分析等業務開展，
本文結合西鹹新區供電公司的配電網建設， 對配電網的發展現狀、存在的問題和提出的改進方案進行了介紹和分析， 建成西鹹配電自動化系統， 必將對提高配電網供電可靠性、提高供電服務水準、提高運行維護水準起到強大的推動作用。
1 配電網現狀和存在問題
1.1 配電網發展現狀
國網西咸供電公司於2015年年底組建成立， 生產、運行和行銷部門的多種應用系統還在完善中， 地區調度自動化系統也處在建設階段。 但由於各系統的建設都是獨立運行， 各系統之間缺乏資料交互， 一些綜合性應用無法實現， 資訊“孤島效應”嚴重。 因此， 在系統建設的同時解決配電網應用系統之間的資訊交互，
由於地調系統沒有配套建設配電自動化終端和通信系統， 所以不能實現配電自動化系統功能， 配網調度人員只能通過地調系統的工作站對配網10kV出線進行調控運行， 開關站、環網櫃及柱上開關均沒有監控手段。 D5000調度自動化系統具有配置遙測遙信資訊按IEC60870-5-101D標準通信規約進行轉發的功能[8]。 可以接收配電調度自動化系統的遙控命令， 遙控指定開關， 並具有限定轉發遙控控制範圍的安全控制功能， 確保遙控轉發命令安全。
1.2 配電網自動化存在的問題
1.2.1 10kV設備健康水準較差
10kV設備的狀態檢修工作開展較為滯後。 部分斷路器、配電變壓器運行年代久遠，
1.2.2 10kV線路運行環境較差
區域內各類市政、路橋、產業園區以及舊城改造項目多， 配電設施遭受外力破壞的情況頻繁發生， 加之西鹹新區內城鄉結合部的區域面積較大， 大量存在的城中村內違章建築多， 房、樹、線的矛盾比較突出， 10kV線路安全隱患較大。 由於受技術、資金和生活環境等多方面的影響， 以前城市的配電網規劃、建設和發展過程中， 10kV線路多是採用架空線路來進行鋪設， 線路電纜化率處於較低的水準。
1.2.3 10kV線路改造滯後
區域內配網線路骨幹部分基本實現了全絕緣化改造，但支線仍存在裸導線的情況，還有部分支線採用截面積為25-35mm2的小線號，無法滿足日益增長的負荷需求；部分線路改造時，僅進行了導線和金具的更換，電杆沒有更換，部分電杆老舊、裂紋嚴重、吃力大，改造工作滯後。
總之，西鹹新區配電網網架結構不合理，存在問題需網架結構調整解決；非電纜線路、裸導線線路、老舊設備多，需設備改造；設備自動化建設落後，需配電自動化改造；設備運行環境較差，需運維人員加強維護。
2 改進方案
考慮到配電網發展中存在的各種問題，下文從主站資訊系統的安全防護和饋電線路的保護配合方面進行了分析並提出了改進方案，對提高配電網的安全運行和可靠供電起到了重要的作用。
2.1 主站資訊的安全防護改進
在管理資訊大區，配電自動化主站與配電終端通信可採用“硬體防火牆+安全接入平臺+配電加密認證裝置”的安全防護方案，如圖1所示。
圖1 “硬體防火牆+安全接入平臺+配電加密認證裝置”方案
硬體防火牆採取存取控制措施，對應用層資料流程進行有效的監視和控制。
安全接入平臺主要包括安全接入閘道和資料隔離元件，對外統一提供“秘密頻道、身份認證、安全接入、存取控制、資料交換”等核心功能。安全接入閘道與配電終端採用基於數位憑證的雙向認證、金鑰協商，基於國產商用密碼演算法建立與配電終端之間的雙向加密隧道，實現與無線網路其他業務間的邏輯隔離，保障通信鏈路及傳輸資料的安全性；資料隔離元件提供雙向存取控制、網路安全隔離、內網資源保護、資料交換管理、資料內容過濾等功能，實現邊界安全隔離，防止不正當連結進入內網系統直接進行訪問。
配電加密認證裝置對遠端參數設置、遠端升級等資訊採用國產商用非對稱密碼演算法進行簽名操作，實現配電終端對配電主站的身份辨別與報文完整性的保衛工作；對配電主站與配電終端之間的業務資料採用國家商用對稱密碼演算法進行加解密操作，保障業務資料的安全性。
2.2 配網饋電線路保護配合方案
結合配電自動化系統結構示意圖，如圖2所示，從以下3個方面給出線路保護配合方案。
圖2 配電自動化結構示意圖
1）架空線路骨幹開關採用負荷開關工作方式，主回路相間短路故障由變電站出線開關切除，並重合一次切除暫態故障，永久故障由主站系統集中判斷故障區段，主站下令進行故障隔離，並恢復健全區域供電。分支開關可採用斷路器，和變電站出線開關保護配合（速斷保護延時0.3秒），實現故障快速隔離。
2）電纜線路環網櫃主回路進出線開關採用負荷開關工作方式，主回路相間短路故障由變電站出線開關切除，由主站系統集中判斷故障區段，主站下令進行故障隔離，並恢復健全區域供電。負荷側開關採用“負荷開關+熔斷器”方案，熔斷器狀態遙信上傳主站。
3）開關站進線功能開關不投保護，由變電站出線開關負責切除故障。開關站出線採用真空斷路器並和變電站出線保護能夠配合的，開關站出線配置保護裝置，相間短路時快速隔離線路故障。
2.3 改進成效
通過改進方案的實施，對配電自動化覆蓋區域的供電可靠性將會有明顯的提升，表1給出了工程實施前後各區域配電網資料指標對比。改造後，A類供電區域供電可靠性完全達到99.98％以上，滿足國網要求，故障隔離時間由原來的1小時下降到20分鐘，配電自動化覆蓋率達到100%，N-1校核通過率達到100%。B類供電區域供電可靠性完全達到99.98％以上，滿足國網要求，故障隔離時間由原來的1小時下降到20分鐘，配電自動化覆蓋率達到95%。C類供電區域供電可靠性完全達到99.98％以上，滿足國網要求，故障隔離時間由原來的1小時下降到30分鐘，配電自動化覆蓋率達到95%[9]。
表1 工程實施前後各區域配電網資料指標對比
3 結論
實現配電自動化後，配網調度在第一時刻發現故障資訊後將其進行綜合分析，先採取切除故障線路等方式將故障隔離，並及時通報搶修人員，説明判斷故障點，有效減少設備巡查時間，儘快恢復供電，減少停電面積並縮減停電時間。
配電自動化工程建成後，故障處理服務由被動變主動，對社會保電活動等提供可信的技術手段和技術措施，大大減少停電次數和停電時間。通過大面積斷電快速恢復等功能，可在主電源變電站斷電時短時間內恢復供電，提升人民生活水準，不僅提高政府滿意度，為社會經濟保駕護航，有效升供電服務水準，社會效益明顯。
線路電纜化率處於較低的水準。1.2.3 10kV線路改造滯後
區域內配網線路骨幹部分基本實現了全絕緣化改造，但支線仍存在裸導線的情況，還有部分支線採用截面積為25-35mm2的小線號，無法滿足日益增長的負荷需求；部分線路改造時，僅進行了導線和金具的更換，電杆沒有更換，部分電杆老舊、裂紋嚴重、吃力大，改造工作滯後。
總之，西鹹新區配電網網架結構不合理，存在問題需網架結構調整解決；非電纜線路、裸導線線路、老舊設備多，需設備改造；設備自動化建設落後，需配電自動化改造；設備運行環境較差，需運維人員加強維護。
2 改進方案
考慮到配電網發展中存在的各種問題，下文從主站資訊系統的安全防護和饋電線路的保護配合方面進行了分析並提出了改進方案，對提高配電網的安全運行和可靠供電起到了重要的作用。
2.1 主站資訊的安全防護改進
在管理資訊大區，配電自動化主站與配電終端通信可採用“硬體防火牆+安全接入平臺+配電加密認證裝置”的安全防護方案，如圖1所示。
圖1 “硬體防火牆+安全接入平臺+配電加密認證裝置”方案
硬體防火牆採取存取控制措施，對應用層資料流程進行有效的監視和控制。
安全接入平臺主要包括安全接入閘道和資料隔離元件，對外統一提供“秘密頻道、身份認證、安全接入、存取控制、資料交換”等核心功能。安全接入閘道與配電終端採用基於數位憑證的雙向認證、金鑰協商，基於國產商用密碼演算法建立與配電終端之間的雙向加密隧道，實現與無線網路其他業務間的邏輯隔離，保障通信鏈路及傳輸資料的安全性；資料隔離元件提供雙向存取控制、網路安全隔離、內網資源保護、資料交換管理、資料內容過濾等功能，實現邊界安全隔離，防止不正當連結進入內網系統直接進行訪問。
配電加密認證裝置對遠端參數設置、遠端升級等資訊採用國產商用非對稱密碼演算法進行簽名操作，實現配電終端對配電主站的身份辨別與報文完整性的保衛工作；對配電主站與配電終端之間的業務資料採用國家商用對稱密碼演算法進行加解密操作，保障業務資料的安全性。
2.2 配網饋電線路保護配合方案
結合配電自動化系統結構示意圖，如圖2所示，從以下3個方面給出線路保護配合方案。
圖2 配電自動化結構示意圖
1）架空線路骨幹開關採用負荷開關工作方式，主回路相間短路故障由變電站出線開關切除，並重合一次切除暫態故障，永久故障由主站系統集中判斷故障區段，主站下令進行故障隔離，並恢復健全區域供電。分支開關可採用斷路器，和變電站出線開關保護配合（速斷保護延時0.3秒），實現故障快速隔離。
2）電纜線路環網櫃主回路進出線開關採用負荷開關工作方式，主回路相間短路故障由變電站出線開關切除，由主站系統集中判斷故障區段，主站下令進行故障隔離，並恢復健全區域供電。負荷側開關採用“負荷開關+熔斷器”方案，熔斷器狀態遙信上傳主站。
3）開關站進線功能開關不投保護，由變電站出線開關負責切除故障。開關站出線採用真空斷路器並和變電站出線保護能夠配合的，開關站出線配置保護裝置，相間短路時快速隔離線路故障。
2.3 改進成效
通過改進方案的實施，對配電自動化覆蓋區域的供電可靠性將會有明顯的提升，表1給出了工程實施前後各區域配電網資料指標對比。改造後，A類供電區域供電可靠性完全達到99.98％以上，滿足國網要求，故障隔離時間由原來的1小時下降到20分鐘，配電自動化覆蓋率達到100%，N-1校核通過率達到100%。B類供電區域供電可靠性完全達到99.98％以上，滿足國網要求，故障隔離時間由原來的1小時下降到20分鐘，配電自動化覆蓋率達到95%。C類供電區域供電可靠性完全達到99.98％以上，滿足國網要求，故障隔離時間由原來的1小時下降到30分鐘，配電自動化覆蓋率達到95%[9]。
表1 工程實施前後各區域配電網資料指標對比
3 結論
實現配電自動化後，配網調度在第一時刻發現故障資訊後將其進行綜合分析，先採取切除故障線路等方式將故障隔離，並及時通報搶修人員，説明判斷故障點，有效減少設備巡查時間，儘快恢復供電，減少停電面積並縮減停電時間。
配電自動化工程建成後，故障處理服務由被動變主動，對社會保電活動等提供可信的技術手段和技術措施，大大減少停電次數和停電時間。通過大面積斷電快速恢復等功能，可在主電源變電站斷電時短時間內恢復供電，提升人民生活水準，不僅提高政府滿意度，為社會經濟保駕護航，有效升供電服務水準，社會效益明顯。