摘要：近些年伴随信息化技术的持续发展，10kV 配电系统的应用价值也在不断提高，在一体化运维工作方面的普及程度以及应用重要性也随之提升。在一体化运维工作当中，合理应用自动化系统不仅可以有效提高运维的工作效率，同时还能提高信息记录的功能，这也是显著节省人力成本，实现对电力设备在线运维，并及时发现电力设备存在的故障问题。对此，探讨 10kV 配电自动化设备与一体化运维模式具备显著的现实意义。
关键词：10kV；配电自动化；设备；一体化运维；模式
1 10kV 配网自动化系统
1.1 10kV 配网自动化系统建设原则
10kV 配网自动化系统建设原则主要包含四点：① 模块化原则。需要将 DTU 配置在配电所、开闭所与环网柜中，需要将FTU 配置在柱上开关，利用模块化设计 FTU、DTU，可以保证此系统具有扩展性。② 安全防护原则。户内机箱防护等级应该大于 IP43 级，户外机箱防护等级需要大于 IP54 级。在通信协议上，为让系统安全性得到保证，可以在控制命令当中利用软件加密法，避免系统被恶意侵入，让配网一次设备运行的可靠性、安全性得到保证。③ 功能满足原则。在自动化系统中，应可以实现事件记录功能、信息采集功能、远方对时功能、远程维护功能、系统自恢复功能、系统自诊断功能与可通信功能。④通信接口原则。在配网自动化系统中，可以利用以太网来让配电自动化终端和远程通信设备连接。
1.2 10kV 配网自动化系统主要构成
遵循系统分块原则，10kV 配网自动化系统可以分为自动化主站系统、配网自动化子站系统与终端设备这三个主要部分，其网络架构如图 1 所示。
图 1 配网自动化系统网络架构
结合图 1，在配网自动化主站系统中，主要包含了应用子系统 DMS、SCADA 系统和诊断、修复故障子系统；配网自动化子站系统主要负责管理系统中特定位置开关、监控设备以及开闭设备，可以监控馈线，利用线路及网络，可以为主站通信处理器传输采集数据；自动化终端设备主要是监控 10kV 配网自动化系统当中的不同设备，可以识别具体故障，对其进行单独控制，和主站之间具有密切配合，可以对电网运行过程中存在的问题进行检测，优化运行网络。在监控过程中，其监控对象主要包含了配电变压器、环网柜与开关设备，进而识别故障、隔离故障，恢复其他区域供电能力。
210kV 配电网自动化系统的特点
10kV 配电网自动化系统与传统系统相比，在实际运行的过程中，具有以下特点，第一，具有自愈控制能力，在实际运行的过程中，该系统具备较强的自我预制能力以及自我恢复能力。自愈控制主要是通过对现有的电网资源展开充分利用，预防、确定以及恢复目前在 10kV 配电网自动化系统中存在的安全隐患，进而保证 10kV 配电网自动化系统的实际运行状态，降低故障对用户使用质量的影响。第二，10kV 配电网自动化系统在运行过程中，采用持续供电的方式，在系统正常运行时，对其展开优化和预防，降低安全事故出现的概率。在 10kV配电网自动化系统运行不正常的情况下，实施紧急恢复以及检修，降低故障对用户造成的影响。但是自愈控制在此过程中需要注意，如果电网处于瘫痪状态，则自愈控制的效果将无法起到有效作用。由此可以看出，10kV 配电网自动化系统在实际运行的过程中，能够对正在运行的系统展开调整，在安全风险控制方面，采用预防控制的方式，消除系统中存在的安全隐患，在故障条件下，能够在保证电网运行的同时，对电网展开自我修复，使其能够保证正常运行。
310kV 配电自动化设备的一体化运维模式
3.1监测设备方面
在电能供应环节当中，监测设备是为用户的电能使用情况进行自动化的设备，并明确具体电能应用费用的关键性设备，设备本身的运行质量、运行效率会直接决定着企业的经济效益，首检属于自动化设备在投入使用前的关键性环节，会直接决定监测设备的使用价值和使用效率。在之前的自动化设备首检工作中，因为该技术本身的不全面以及人为因素的影响比较突出，导致对于装置的首检普遍存在全面性方面的欠缺，这也导致自动化设备在投入使用后发生故障的可能性相对较高。
另外，及时落实并改善“三遥”系统。采用集中式智能控制方式，按照主站的数据采集、监视控制系统所提供的实时性数据实现对已有故障的处理，现场的馈线终端装置可以将故障信息借助相应的通道传送到控制中心，控制中心按照开关状态、故障检测信息、网络拓扑分析、故障判断区段的方式发放遥控指令，跳开故障区域两侧的开关，并重新闭合变电站出线开关与闭合联络开关，恢复非故障线路的供电。借助这种自动化运维方式，可以准确的处理故障，更好的满足 10kV 配电网的运行需求。
3.2智能化控制方面
随着配电一次性开关设备的性能不断提高，电子和单片机技术在开关控制系统中的应用也随之广泛，智能馈线终端的单元逐渐广泛的应用在配电系统当中。这种智能终端的单元，可以根据预设的微处理机程序，完成馈线的自动化功能，在故障的处理过程中或完成之后，才会将报警和开关状态借助 SCADA 系统上报到控制中心，这种方式也被称为分布式智能控制方式。传统的分布式智能控制方式主要是应用重合器实现自动网络重构与分段器实现网络重构，采用分段器实现网络重构方式的有电压时间型与电流计数型，分布式智能控制方式不仅可以借助控制中心与通信系统来实现，故障处理与恢复供电的效率也可以得到显著提高，时间的提升可以达到秒级。对于智能终端而言，有着较高的要求，所以不适用于处理相对比较复杂的系统。在传统的分布式智能控制方式当中，大多数的重合器与分段器都是按照线路，电压或电流去判断故障，新型的分布式智能控制方式可以借助电压与电流的两种信号相结合的方式去判断故障，智能化控制效果更加突出。
3.3长距离故障点处理技术
对于长线路与偏远线路来说，在铺设通信道路时有一些难度，对此，可以利用故障指示器来监测线路故障问题，结合故障指示器、通信中断和故障定位主站，可视化定位故障，进而对故障进行针对性处理。在此过程中，依照具体配置，可以将此种技术分为三种类型：① 单独安装故障指示器。在架空线路上安装故障指示器，在现场安排固定巡检员可以巡检线路，如果巡检员发现有故障存在，那么利用翻牌闪光方法可以发出故障告警；② 结合通信终端和故障指示器。将通信终端安装在故障指示器上，将无线通信支持技术融入在此套配置当中，在有故障存在时，可以采集故障信息并完成初步判断工作，为管理人员传达故障结果，利用此种配置模式，不需要配置后台主站，也不会收集遥测信息（如故障电流）；③ 结合故障指示器、故障定位主站与通信中断。将故障定位主站加入到长距离故障点处理当中，可以收集故障当中的故障电流等相关遥测信息，利用无线传输方法，可以将此信息和其他信息传递给管理人员，不需要巡检员对其进行现场巡检，但需要使用无线通讯设备。
结语
在智能电网发展背景下，发输变配用各级环节的自动化与智能化水平不断提升，配合国家电网公司“大运行、大检修”战略，10 kV配电网的自动化系统也得到发展，发展调控一体化成为主流技术趋势。目前，我国配电网受基础薄弱、设备老化、管理水平不高等因素影响，发展相对滞后于主网，有些技术还不够成熟，伴随着国家电网公司持续不断地支持和投入，配电网的发展前景向好，配网自动化系统的建设工作也将稳步推进。
参考文献：
[1] 特高压变电站设备运维检修费用影响因素度量与分析 [J].电力建设，2018，39（1）：19-29.
论文作者:谭平,李丹
论文发表刊物:《基层建设》2019年第5期
论文发表时间:2019/4/17
标签：故障论文; 自动化系统论文; 系统论文; 方式论文; 设备论文; 终端论文; 指示器论文; 《基层建设》2019年第5期论文;