（内蒙古电力（集团）有限责任公司乌兰察布电业局 内蒙古乌兰察布 012400）
摘要：为满足国家电网公司配电自动化整体覆盖率达到90%以上要求同时有效提高供电公司10kV线路管理水平，降低线路故障率，有效缩短线路故障处置时间和缩小故障范围，2019年供电公司以“1+1+V'总体战略方针，对公司配电线路进行自动化改造，本次主要针对10kV架混线路进行改造升级，主要工作有安装线路住上断路器和故障指示器，更换不合理柱上断路器和不符合要求的开关。
关键词：配电网；改造；线路
1、配电线路故障查找面临的问题
某电网山区线路较多，同时线路的供电半径较大，线路故障时影响范围大。在本次自动化改造前，架空线路大多安装有带保护的柱上断路器，但基本者E在线路前段，不能实现故障段的有效隔离，同时在出现线路故障时仍需供电所抢修人员进行现场拉合开关査找故障点，大大的增加了故障点査找时间，尤其在变电站母线接地时，仍需站内拉路试停査找接地线路，间接扩大了故障査找范围。
2、配电线路自动化改造配置方案
供电公司以“1+1+N”总体战略方针，对公司配电线路进行自动化改造，即一条线路试点、一个区域自愈线路试点、全部线路改造。改造实施过程按照“5+2”工作流程多部门、多专业协同配合、共同促进工作开展，形成闭环管控，其工作流程如图1所示。首先由运检部和供电所对运维配电线路进行线路设备情况进行梳理，提供准确的线路图册和变压器分布情况及属性；之后由调控中心方式专业进行自动化改造配置方案，并召开各专业进行方案审核;供电所根据配置方案进行现场核实柱上断路器和二遥故障指示器安装位置是否可行。若可行即可报工作计划进行工程实施，若不可行即提出改造意见，重新进行配置。线路自动化改造完成后，形成新图册，由调控方式专业审核是否按配置方案进行改造,若是完成归档，若不是需再次报计划进行工程实施。
3、配置方案原则
3.1柱上断路器新装、改造原则
柱上断路器新装应以“用户、支线和线路末端故障就地隔离，快速恢复”为原则，合理确定断路器安装位置。架空线路新装或更换分段、分节、联络及用户分界开关，宜选用柱上断路器。配电网每个主分段区间均应有一个具备转供能力的联络开关，负荷开关或不投保护的断路器作为分节开关可对较长主分段区间再分节，分段、分节、联络开关具备三遥功能。架（混）线路按主干线长度（杆号排序）或负荷分布，在线路中段附近安装1台柱上断路器用于主干线路分段，实现线路故障的基本分段;线路主干长度超过10km的的可安装多级分段断路器但投入保护的不宜超过5个，主干分段开关保护定值宜设置统一。在线路主干第一个分段断路器之后的线路，根据负荷密度在支线首端加装柱上断路器。架空与超过0.5km电缆段分界点宜在电源侧架空线路处加装柱上断路器，线路故障时用以快速区分故障区段性质。断路器安装位置宜选择耐张杆。裸线或故障高发的线路末端、小分支断路器可投重合闸。
3.2故障指示器配置原则
应安装于架空线路出站首端、主干线主要分段、分节内部、大分支线首端。安装间隔宜2km,主干分段不宜少于3段，每个分段不超过2km；对于超过2km的大分支，在支线首端和中间位置各安装1套。电缆和架空线路连接处、共管线路分界处、山区河流等交通不便区域处宜加装，实现故障区分。安装处线路半日内平均负荷电流应大于5Ao二遥故障指示器应与现状分节开关和柱上断路器配合使用，对于实现自动化的区段：故障指示器应在分节开关负荷侧安装，在两个柱上断路器之间安装，故障区段细分，实现故障定位缩小判定区间。
其将灵活的网络结构、FACTS配电设备、扩展保护和分布式控制相结合，可提供快速的自修复配电网络故障，并且对用户的影响最小。改进的性能。配电网络支持DER的大规模访问和深入渗透。
其充分应用先进的测控技术，电力电子技术以及DER和需求管理的作用，大大提高了电源的可靠性以及质量。与传统的配电网络相比，能源和资产使用情况比较安全有效。可以与用户进行对话，例如在适当的时间为用户供电或使用DER访问Internet。然而，配电自动化AMR技术不支持读取用户电表在一个方向上显示的功耗并与不能与用户进行交互。
4、配置方案实例
4.1配置方案
当前，大多数用电企业使用具有相对简单功能的配电系统或传统的配电网络系统。使用这种系统中，能量向一个方向流动，但仅从站点到客户。电气信息传播缓慢且不完整。传统模式下当前分销网络的业务流程非常有限，无法满足时代快速发展的需要。数字配电网与传统模式分配网络相比，数字模式分配网络呈现出一些改进和突破。数字能源分配网络可以共享能源信息，并为能源分配企业提供垂直和水平连接。与传统的配电网络一样，能量流只能在一个方向上从变电站流向电力客户。模式下配电网的特性：电网可以实现自动能源管理，与传统电网和数字电网相比，可以通过其他方式显着改善电网，其相应的能量流可以实现站和用户之间的相互流通。现阶段的配电网络可以支持交互业务流程和配电行业中电力的分布式处理，它是用于配电网络开发和集成的高级模型。
按传统拉路试停查找方法为接地，因此时仅配置一台断路器可实现远方操作，其余开关只能供电所运维人员现场拉合开关査找接地范围，致使故障査找用时5.5h,2月3日正值春节前夕，煤改电负荷用量较大，造成了较大的用电负荷损失和用户投诉，因此以此路为试点进行自动化改造，以缩短线路故障査找时间和缩小故障范围。按照配置方案原则，自动化改造配置如下：将29#杆支线作为线路主干线进行杆号重新排序，便于柱上断路器进行保护配置…结合线路柱上断路器和线路路径的地形、地貌等情况，增加了2台分段开关，线路已安装的负荷开关作为分节开关。考虑到支线故障对主干线路的影响，需更换1台断路器，迁移1台断路器。为了便于查找接地故障，同时配合柱上断路器的安装位置，配置了8台二遥故障指示器。
4.2自愈线路配置方案
因前期此3条线路柱上断路器和二遥故障指示器配置较为完善，同时联络线路同为同一变电站出线，在试运行期间线路故障定位不准确致使故障转移，不会引起其他变电站故障，影响范围小，故选择该3条线路进行自愈试点。在电网“1+1+V'总体战略下，两个试点取得了明显成效：故障点定位准确，缩短了查找时间，同时断路器的合理布局缩小了故障范围。在试点之后，根据度夏、度冬重点线路进行全部线路改造，按照“5+2”工作流程，有条不紊的进行工程实施。在线路改造过程中，为了使原有负荷开关有效利用，将其作为分节开关，但遇到实际故障点在该分节开关之前时，不能实现将故障段自愈隔离，非故障段自愈倒出，后续工作仍需将这种遗留开关更换为可遥控的断路器。
5、应用效果
供电公司配电线路自动化改造按照“1+1+N”战略方针对10KV架空线路逐步开展自动化水平提升,在配电网改造过程中首先对配网线路网架结构和设备情况进行梳理，根据配电线路设备情况进行自动化改造方案配置，之后报计划现场施工，线路改造完成后通过线路故障处置时间和缩小故障范围验证了改造方案的正确性、有效性。
参考文献
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