配网自动化技术在电力系统中的应用

引言

配电网络作为电力系统中连接输电网络与用户的重要枢纽，其运行效能与供电品质在一定程度上会影响用户用电感受和社会经济发展。近年来，我国电力需求呈现稳步增长态势，分布式能源诸如风电、光伏的接入规模不断扩大，电动汽车充电设施也处于持续建设阶段。配网自动化技术依托“感知-通信-决策-执行”的闭环架构，能够对配网运行状况进行动态监测，在故障处置、资源调配等方面具备潜在的优化能力，为改善上述现状提供了新的技术方向。在“双碳”目标推进和新型电力系统建设的时代背景下，探索配网自动化技术的深化应用，或将为构建更加安全、高效、绿色的电力系统带来积极影响。

1 配网自动化技术的核心构成

1.1 终端层：感知与执行的基础

终端层作为配网自动化体系的重要组成部分，犹如系统的感知触角，由多种智能监测与控制装置构成，主要承担配网运行数据采集及主站指令执行工作。其中较为典型的设备包括：

馈线终端单元（FTU）：通常安装在架空线路杆塔或开关柜位置，能够对电流、电压、开关状态等数据进行实时采集，并具备远程分合闸操作功能，在故障处理流程中发挥着重要作用。

配电终端单元（DTU）：多部署于配电房或环网柜内，主要用于监测配电站内设备运行状态及负荷数据，从而实现站内设备的远程调控管理。

这些终端设备借助内置的传感器与通信模块，在配网运行监测中实现了对关键环节的有效覆盖。

1.2 通信层：数据传输的纽带

通信层作为配网自动化系统中数据传输与指令交互的关键环节，其技术方案的选择往往需要综合考量系统可靠性、建设成本及覆盖范围等多方面因素。目前，较为常见的通信方式主要包括：

光纤通信：凭借高带宽、低时延及强抗干扰能力等显著优势，在主干线路及重要节点通信中具有突出表现。不过，由于其铺设工程相对复杂，整体建设成本也相对较高。

在实际项目实施过程中，为了实现性能与成本的平衡，业界通常会采用以光纤通信为主、无线通信为辅的混合组网方案。

1.3 主站层：数据处理与决策的核心

主站层是配网自动化的“大脑”，由硬件服务器与软件系统组成，负责数据汇聚、分析、存储及决策指令生成。其核心功能包括：

数据采集与监控（SCADA）：实时接收终端数据，生成配网拓扑图、潮流图等，直观展示运行状态，支持异常报警。

高级应用软件（PAS）：包含网络拓扑分析、状态估计、负荷预测、故障定位等功能，为配网优化运行提供决策支持。

数据库系统：存储历史运行数据、设备参数、用户信息等，为数据分析与趋势预测奠定基础。

主站层通过标准化接口与调度系统、营销系统等实现数据互通，支撑电力系统一体化管理。

2 配网自动化技术在电力系统中的典型应用

2.1 实时监控与状态评估

在传统配网管理模式下，人工巡检的局限性较为明显，诸如数据反馈存在一定延迟、监测范围难以做到全面覆盖等情况较为普遍。而配网自动化技术凭借终端层设备，能够对配网运行过程中的各类参数，如电压、电流、功率、温度等进行采集，并借助通信层将数据传输至主站系统。主站层依托 SCADA 功能呈现动态监控画面，运维人员借此可远程了解线路负荷分布、设备运行状况及电压质量等信息，以便察觉过负荷、电压越限等异常状况。

2.2 故障快速定位、隔离与恢复

配网故障处理对供电可靠性有着显著影响。在传统处理模式下，故障定位往往依赖用户反馈与人工巡查，恢复供电过程可能需要较长时间。配网自动化技术通过构建“终端检测 + 主站分析”的协同体系，为故障处理提供了智能化解决方案：

故障检测：FTU/DTU 持续监测线路运行参数，一旦捕捉到电流异常波动、电压急剧下降等故障迹象，便会及时将相关信息传输至主站系统。

故障定位：主站基于终端上传的数据，结合配网拓扑结构，运用故障区段定位算法（如矩阵算法、遗传算法）对故障位置进行研判分析，实现故障点的精准定位。

故障隔离：主站根据定位结果，远程控制故障点两侧开关执行分闸操作，有效切断故障区域与电网的连接。

恢复供电：系统对非故障区域的拓扑情况进行分析评估，自动规划出供电恢复方案，通过远程控制联络开关合闸，逐步恢复用户供电。

3 配网自动化技术的发展建议

3.1 分阶段推进改造升级

优先对负荷密集、重要用户集中的区域（如市中心、工业园区）实施自动化改造。这类区域对供电可靠性要求极高，以某一线城市市中心为例，通过部署馈线自动化系统与配电自动化主站，故障平均修复时间从 45 分钟缩短至 8 分钟，用户年平均停电时间减少超 90‰ 。在完成核心区域改造后，可依托边缘计算节点与 5G 通信网络，将成功经验逐步向农村与偏远地区延伸，通过差异化配置终端设备（如精简版 FTU）降低部署成本。

对于老旧线路，推荐采用“局部改造 + 临时监测”模式：一方面，在关键节点加装便携式故障指示器，通过 LoRa 无线通信实现故障信息快速上报，成本仅为传统智能终端的 1/3；另一方面，针对频繁跳闸的区段，选择性更换绝缘导线并加装分段开关，配合故障指示器实现故障精准定位。该模式在某工业老区试点应用后，线路故障定位效率提升 70% ，单次改造费用降低 40% ，有效平衡了改造效果与成本投入。

3.2 构建一体化通信网络

推广“光纤+5G”混合通信方案：在配网主干线路与重要变电站、开关站等关键节点部署光纤通信网络，凭借其高带宽、低时延、强抗干扰特性，满足实时监测数据、故障录波信息等大容量数据的稳定传输需求，确保电力系统运行状态的精准感知。针对分支线路与分散分布的配电终端（如智能电表、故障指示器），采用 5G/NB-IoT 通信技术，充分发挥 5G 网络高速率、低时延优势与 NB-IoT 广覆盖、低功耗、低成本特性，解决传统通信方式在偏远区域部署困难、维护成本高等问题。同时，联合电力设备制造商、通信运营商及行业协会，推动建立统一的通信协议标准与数据接口规范，重点规范 IEC61850、DL/T634.5104 等协议在混合通信场景下的适配应用，打破不同厂商设备间的通信壁垒，消除“信息孤岛”现象，实现配电自动化系统与调度控制中心、用电信息采集系统的无缝数据交互。

结束语

配网自动化技术凭借实时感知、智能决策与精准控制等特性，在电力系统运行中展现出积极成效，于供电可靠性、经济性与灵活性提升方面具有一定潜力，在故障处理、分布式能源接入、需求侧管理等领域发挥着重要作用。不过，随着技术的持续演进与成本逐步降低，其应用空间值得期待。后续，可结合新型电力系统建设的实际需求，对技术方案进行优化完善，同步推进标准体系建设与专业人才培养工作，助力配网自动化技术朝着“全面感知、高度智能、自愈协同”的方向稳步发展，为现代电力系统建设提供有力支持。

参考文献

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