智能电网区域配网自动化技术应用难点与优化研究

摘要：区域配电网作为电力系统中的重要组成部分，其自动化水平直接关系到供电可靠性和系统响应效率。随着智能电网建设的深入推进，配网自动化技术面临新环境、新负载与新场景带来的挑战。当前在终端接入、通信组网、故障定位与协同控制等方面存在诸多技术难点，限制了其系统性功能的充分释放。

关键词：智能电网；配网自动化；区域系统

智能电网的快速发展要求配电系统具备更高的自愈能力、控制能力与感知能力，区域配网自动化作为核心支撑技术亟需加快升级。不同于主干网系统的集中控制，配电网具有结构分散、接入复杂与实时性要求高等特征，导致传统自动化方案难以有效支撑其智能演化。如何在现有系统基础上打破通信瓶颈、提升协同控制能力与故障自愈水平，是当前区域配网自动化必须直面的关键课题。

一、区域配网自动化技术的核心难点分析

（一）终端设备异构性严重制约系统数据融合能力

配电系统广泛分布于城市街区、乡镇线路及工业园区等多种场景，不同区域使用的开关、断路器、测控装置与通信模块存在较大差异。设备厂商标准不一、接口协议不统一以及数据格式缺乏兼容性，使得信息采集与集中管控过程中存在显著阻碍。部分老旧设备仅支持本地操作或简单通讯协议，难以满足远程调度与边缘计算需求。在系统扩容过程中，新旧设备混用进一步加剧管理复杂度，数据融合效率低下，阻碍了自动化系统的统一分析与控制策略生成。构建基于统一模型的中间件平台成为提升终端适配性与数据融合能力的重要方向。

（二）通信网络架构瓶颈影响信息实时传输效率

区域配电网结构呈现树状分布、节点密集与通信链路复杂的特点，部分边远区域通信信号衰减严重，影响数据上传与远程下发的时效性。当前多数配网通信仍依赖于有线与无线混合组网，其中部分老旧站点使用2G或专线网络，带宽不足，易受干扰，难以支撑高频次的状态监测与控制指令传输。通信中断导致故障信息无法及时上报，调度系统响应延迟，影响事故处理效率与范围控制能力。通信架构的脆弱性还表现在组网层级过多、信道不稳定及终端集中度高等方面，容易在突发情况下形成瓶颈。提升通信链路冗余度、采用双链路热备方案及构建区域边缘节点通信缓冲机制，已成为当前亟需解决的重点问题。

（三）配网故障处理智能化水平不足抑制系统自愈能力

区域配电网线路长度短、分支多、负载复杂，常出现单相接地、短路及瞬时扰动等故障，传统模式依赖人工巡视与逐级分段测试，处理周期长、效率低，容易引发大范围停电。当前虽已部署部分智能开关与FTU设备，但由于数据同步滞后、通信链路不畅与判据逻辑滞后，难以实现快速、准确的故障定位与隔离操作。调控系统对故障信息的识别精度与动作判断策略仍缺乏统一标准，影响了系统的整体自愈响应。智能化不足不仅限制了系统响应速度，还容易引发误动作或保护配置失调，影响用户供电连续性与网络运行的安全稳定性。

二、区域配网自动化系统的优化策略与实施路径

（一）统一设备标准体系推动终端接入一体化改造

区域配网自动化系统高效运行需依赖于终端层的全面接入与功能协同，而异构设备的存在使得各类数据采集与控制指令在底层遭遇解析障碍。为打破设备之间的信息壁垒，应推进设备标准化改造工作，通过构建统一的设备接入规范与接口标准，制定统一数据模型，实现多厂商、多代际设备间的互通与兼容。面向不同终端类型配置标准化适配器与通信协议转换模块，支持开关、馈线终端、配变监测器等异构终端在同一平台运行。同步开展存量设备改造升级工作，对通信功能落后的老旧设备进行模块替换或边缘加装方式进行功能增强，提升其远程控制与数据反馈能力。

（二）多层级通信体系构建支撑信息快速通达机制

区域配电网通信系统的性能直接决定着自动化控制的实时性与稳定性。针对通信架构中存在的瓶颈问题，应构建“站域感知—边缘协同—中心决策”三级分布式通信网络。站端设备通过高带宽无线通信（如5GNR）与局域光纤通信组网，实现数据高速上传与控制指令快速响应；边缘侧部署通信汇聚节点与边缘服务器，具备数据缓存、初步分析与故障识别能力，减轻主站计算负担并缓解带宽压力；中心系统通过核心骨干网络与各区域平台连接，实现对全局状态的统一监管与综合指挥。在网络管理方面引入软件定义网络（SDN）理念，提升通信路径的灵活调度能力，并通过QoS策略对关键业务数据进行优先级控制，保障事件信息、调度指令与安全告警的优先传输，全面提升系统的抗干扰性与通信鲁棒性。

（三）智能诊断与决策模型优化提升系统自愈响应能力

配网自动化系统要实现自愈控制能力，关键在于构建完善的智能故障识别与决策执行体系。在诊断阶段，需融合电压、电流、开关状态与振动等多源感知数据，结合深度学习与专家系统构建多维度故障特征识别模型，实现不同故障模式的准确识别与类型分类。在决策阶段，构建基于图模型的配网拓扑动态重构模块，支持故障区隔离、备用电源转供与供电路径重构的多方案并行推演。引入自适应控制策略，在决策过程中综合考虑负载等级、线路健康度与供电优先级，实现按场景匹配的动态响应。在执行层面，通过智能开关控制与馈线终端联动机制，实现秒级闭锁隔离与自愈恢复。整个流程中应实现数据闭环反馈机制，对每一次故障处理过程进行评估与学习，推动故障响应系统不断优化提升，真正实现区域配网“感知—决策—执行—学习”闭环运行。

（四）边缘计算协同架构助推智能调度与局部自治并行运行

区域配网系统管理跨度大、节点众多，集中式调度面临决策滞后与资源瓶颈问题，构建边缘协同调度架构是提升系统灵活性的关键举措。在区域站点部署具备计算能力的边缘控制单元，具备本地故障识别、负荷预测与功率调节功能，实现局部自治控制与信息上报并行。中心主站系统作为全局控制平台，聚焦跨区域协调与策略引导，通过分布式算法与边缘节点协同共享数据、推送策略，实现整体统一与局部灵活的并行调度机制。边缘控制平台应具备模型下载、指令重构与事件驱动等功能，能够根据场景变化动态选择策略模块并本地化运行，提升应急处理效率与决策独立性。基于边缘架构构建区域自治运行模式，将故障判断、调压策略与负载调节能力下沉至各级终端，实现从主导控制到分布式协同的管理模式升级，推动区域配网系统向智能、自适应方向发展。

三、结束语

区域配网自动化技术作为智能电网体系的基础单元，其应用效能对整体电网运行水平具有重要影响。面对终端异构、通信复杂与智能水平不足的现实挑战，必须以标准统一、架构分层、智能增强与边缘协同为方向，推进自动化系统优化升级。

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