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摘要：本文通过分析智能配电网的特征，重点介绍了智能配电网接入大量分布式电源后对潮流、故障电流、电压及电能质量的影响，分析了智能配电网继电保护的特点，梳理了智能电网背景下配网自动化系统的需求，提出了智能配电网自动化主站的功能和架构，并结合配网终端的配置原则简要介绍了智能分布式终端设计方案，可作为智能配电网自动化系统设计方案的参考。
关键词：智能配电网；分布式能源（DG）接入；配网自动化；配电主站；配网终端；设计方案
0引言
随着经济的发展、社会的进步、科技和信息化水平的提高以及全球资源和环境问题的日益突出，电网发展正面临各种新的课题和新的挑战。依靠现代信息、通信和控制技术，积极发展智能电网，是我国未来电网发展的一条必由之路。一般而言，智能电网需涵盖电力系统的发电、输电、变电、配电、用电、调度六大环节，其中配电环节在我国电力系统中长期以来处于发展缓慢，与发达国家具有较大差距的状态。因此，在建设智能电网的六大环节中，配电网的智能化显得尤为重要。
配电网的智能化，体现在能保证更高的供电可靠性、更优的电能质量以及更大程度和范围上接收分布式可再生能源，并实现与用户良好的互动。而要达到以上效果，除进行配电网网架建设和完善外，具备符合智能配电网需求的配网自动化系统是必不可少的条件。
传统的配网自动化系统无论是在系统功能、信息交互程度还是设备配置上，均不能完全满足智能配电网的要求，需结合智能配电网的特征以及需求，建设匹配的配网自动化系统。
1国内配电网及配网自动化实施现状
我国自20世纪90年代后期开展了配电自动化工作，但由于技术和管理两方面的原因，当时建设的配电自动化系统大多没有发挥应有的作用。近年来城乡电网改造与建设取得了长足进步，配电网规模持续增长，配电网网架建设有一定成果，配电自动化技术和配电管理系统经过十多年的发展也取得了丰硕的成果，配电自动化系统得到了初步的应用。如“十二五”前期国网系统内配电自动化系统覆盖率分别达到了：开闭所17.3%、环网柜5.3%、配电站3.7%、开关设备8.9%，27个网省公司中有13家公司在部分地市局部范围实现了配电自动化的实用化。
但与发达国家相比，我国配电自动化系统覆盖率仍较低（如日本同期配网自动化覆盖水平为东京70%，九州80%，福冈100%），而且实用化水平不高，由于技术不成熟、网架结构调整频繁、运维力量不足等原因，造成大部分配网自动化设备处于闲置状态，大部分供电企业还未建立配网调度自动化主站系统，配电网仍然停留在无自动化系统监测的“盲调”水平。
自2009年起，结合智能电网研究和建设的推进，作为智能电网的重要组成部分，配网自动化系统又迎来了新的一轮建设高潮。以国网公司两批配电自动化试点工程为代表，进行了大量的配电网改造以及配网自动化建设工作，使得我国配电自动化覆盖率和水平有了长足的进步，也取得了可喜的成绩[1-3]。
2智能配电网的特征
智能配电网是以配电自动化技术为基础，通过融合先进的测量和传感技术、控制技术、计算机和网络技术、信息与通信等技术，并利用智能化的开关设备、配电终端设备，在含各种高级应用功能的可视化软件支持下，实现配电网正常运行状态下的监测、保护、控制、优化和非正常状态下的自愈控制，最终为电力用户提供安全、可靠、优质、经济、环保的电力供应和其他附加服务。
智能配电网的内涵和外延都决定了其在能量流、业务流、信息流上呈现出高度融合与互动的特点，具有集成、自愈、互动、优化和兼容5个关键特征[4]。
实现配电网智能化的关键技术之一就是配网自动化，而在实施智能配网自动化的过程中，需要分析智能配电网潮流分布、继电保护、电压/电能质量、故障电流的相关特点，重点需分析分布式电源(DistributedGeneration,DG)接入对以上特征量的影响。
近年来，针对配电网的潮流计算方法，已经进行了大量的研究，并取得了很多成果[5-10]。
一般来说，DG接入配网后，会导致接入点上游馈线电流减小，随着DG注入电流不断增大，减小程度逐渐加重。当达到某一临界点时，上游馈线电流可出现反向；继续增大到另一临界点时，整条馈线开始向10kV母线倒送电流；随着DG注入电流再增加，向10kV母线反送电流会被母线上其余馈线消纳，当超出这些馈线的消纳能力时，可能通过主变向主网倒送功率。
在以上过程中，主要的约束因素为DG接入的主馈线的载流量，为避免馈线过载，对接入的DG容量往往有一定限制。
相关分析表明，若限制DG功率只能在馈线内部消纳（功率不反送或功率不倒送母线），则能消纳的DG比例相当低，DG渗透率不足5%。而如果允许DG功率向主网倒送，则渗透率可增加到10%以上。受单条馈线载流量限制，DG的渗透率实际只能在10%左右，且接入点越靠近母线，渗透率越高，采用多回馈线分散接入也是提高DG渗透率的方法之一。
DG接入配电网后，当发生故障时，除系统侧可提供短路电流外，DG也能在一定程度上对短路电流产生影响，并且不同的DG类型和故障点位置，对短路电流产生的影响也不相同。
无论是何种DG类型，相间短路时对于故障点而言，其流入的短路电流总是增加的。以简单的辐射状网络为例，当故障点位于DG接入点下游时，DG上游的故障电流将减小，且随着故障点与DG接入点的距离增大而减小程度削弱，而DG下游至故障点范围内的故障电流将增大；当故障点位于DG接入点上游时，不会影响母线至故障点之间的短路电流分布，但故障点与DG接入点之间将出现短路电流，且随着两者之间距离减小而增大[11]。这是与DG接入前最大的区别。
对于单相接地短路而言，由于我国配电网中性点一般采用不接地或在变电站经过消弧线圈或小电阻接地，在这些系统中，DG并网的隔离变压器的两侧中性点都不接地（直接并网的DG中性点也不接地），并不会改变配电网的零序网络的结构，因此也不会改变单相接地时的零序电流分布特征，同时零序电流大小也基本不会发生变化[12]。
由于DG接入对潮流分布的影响，会导致馈线无功损耗变化，并影响到各节点的电压。具体影响的大小，与DG的类型、总容量大小、接入位置等均有关联。根据文献[13]的分析，可有如下结论：
（1）DG的接入会对全网电压产生影响，特别是对接入点之前的电压产生较大影响，接入点之后电压的变化是由于接入点处的电压升高或降低而导致其升高或降低；
（2）对于PQ恒定型DG，接入配网后能提升全网各负荷节点的电压，且DG接入位置越靠近馈线末端，系统电压改善效果越明显；
（3）对于PV恒定型DG，接入配网不一定会抬高负荷节点的电压，也不一定会降低系统有功损耗，并且对系统电压改善程度最好的位置并不一定是馈线末端；
（4）对于P恒定，Q=f(v)型DG，当采用同步发电机接入时（发出无功）会使全网各负荷节点电压得到提升，也能降低系统有功损耗，系统电压改善程度是接入位置越靠近馈线末端越好。当采用异步发电机接入时（吸收无功），则会使负荷节点电压下降，同时会使系统损耗增加，且接入位置越靠近馈线末端系统电压改善程度越差。
此外，由于DG一般都含有逆变器等电力电子元件，会对配电网的电能质量产生影响，主要是电压偏差、电压波动和闪变、电压不平衡度、谐波等指标。根据相关研究，DG并网引起的电压波动和闪变的主要原因在于DG输出有功功率的波动。注入电网的谐波主要来源是光伏发电中的逆变器，逆变器的开关器件频繁动作以及最大功率跟踪时产生的直流侧电压波动，均会导致电网侧产生谐波和间谐波[14]。
传统配电网的保护一般采用两段/三段式电流保护或反时限电流保护（包括熔断器保护）。智能配电网中，由于有大量的DG接入，使配电网故障电流特征发生变化，因此会对配电网的保护产生影响。由于DG不会对零序电流的大小和分布特征产生大的影响，因此不会影响接地保护的动作。DG以及环网运行方式会对配电网相间故障保护以及重合闸产生较大影响，研究表明，这些影响主要为[15]：
(1)导致本馈线保护误动，从而使保护失去选择性，扩大事故范围；
(2)导致有的保护灵敏度降低，从而使定值无法整定，或者保护范围缩小；有的保护灵敏度增加，从而使保护的范围扩大，有可能会扩大至相邻下一级线路。以上情况均会影响保护之间的配合而失去选择性；
(3)导致本馈线保护拒动，从而引发相关后备保护动作，扩大事故范围；
(4)配电网馈线若未采取检无压及同期方式，会导致重合后存在较大的冲击电流和电压；若故障后DG未脱网运行，可能继续向故障点输送电流，可能使故障点存在持续电弧，导致重合失败。
在智能电网背景下，配电网需要更高的供电可靠性、更优的电能质量、更短的故障隔离及恢复供电时间，同时能满足DG和多元负荷大量接入后的调度运行需要，这就对配网自动化提出了更高的要求。与传统配网自动化系统相比，智能配网自动化系统有以下新的需求：
（1）对馈线故障处理要求更可靠，处理速度更快
配电网中发生故障时，依靠传统的继电保护手段仅仅只能保证将拓扑故障点相关的开关跳开，使之隔离，而不能完成故障定位、非故障区域供电的恢复等功能。常规的配电自动化重要功能之一就是需具备馈线故障处理功能（馈线自动化功能），以达到配电网自愈和故障后快速恢复供电的目的。
智能配电网所要求的更高供电可靠性、更优质的电能质量均要求很高的馈线故障处理能力，因此智能配网自动化系统中，馈线故障处理是必须具备的功能，并且要求有较高的实用化水平。
在目前配网配电终端实际布点不充分，数据可用性较低的现实情况下，智能配网自动化系统需要重点关注信息不健全情况下的容错故障处理，同时还需要重点考虑与继电保护、备自投、自动重合闸等的协调配合。
（2）需要更大范围的量测数据
为实现配电网解合环分析、自愈控制、DG/储能接入与控制等高级功能，需要配网自动化系统具备完整的模型参数和齐全的量测信息，特别是针对DG/储能的接入，应具备对DG公共连接点和并网点的模拟量、状态量及其他数据的采集，并对采集的数据进行计算分析、越限告警等，同时对具备受控条件的DG公共连接点、并网点开关实现分合控制功能，以实现分布式电源的投入/退出。此外，当分布式电源端具备有功功率、电压调节功能时，系统可根据需要下发相应的功率、电压调节指令。
因此，对配电网中的一些关键节点，尤其是DG/储能的接入点以及DG/储能设备本身，配网自动化系统都应对其进行“三遥”并获取详尽的实时数据。此外，某些高级应用还需获取高压输电网与配网相关的网络实时数据。
（3）需与其他系统完成信息集成和交互
智能配电网在信息量需求上较之传统配电网有着质的不同，而智能配电网能否安全、经济优化运行，某种意义上是由其信息化程度以及信息处理效率决定的。
配电自动化系统具有信息量大、牵涉面广的特点，单靠配电自动化终端采集的实时信息远远无法满足运行和调度需求，必须通过与其他相关系统接口来获得必需的实时、准实时和非实时信息。同时，配电自动化系统也需把自己的数据传给其他有关系统，主要包括拓扑模型、图形和配网运行信息等。
目前电力企业内部普遍建成的系统主要有：主网调度自动化系统(EMS)、生产管理系统(PMS)、电网GIS平台、营销信息管理系统、负荷管理系统、故障报修及客服服务系统（95598系统）等。由于各自业务属性特点以及管理模式的桎梏，以上系统一般都是独立建设的，缺乏统一设计，存在数据冗余度大、重复录入，有孤岛效应等问题，使得智能配电网的智能化特征无从体现。因此，配电自动化系统与其他相关系统之间的数据通信以及信息交互是非常重要的环节。
根据各系统的业务特点和数据需求分析，可梳理得出智能配网自动化系统与其他各系统的信息交互流向如图1所示：
4智能配网自动化主站功能及架构
智能配网自动化主站系统根据接入实时信息量规模，可分为大型（实时信息点数在50万点以上）、中型（实时信息点数在10~50万点之间）、小型（实时信息点数在10万点以下）三类系统。
智能配网自动化主站应符合现有的智能电网
调度控制系统技术体系要求，系统图形、模型及对外接口规范等应遵循IEC61970和IEC61968等相关标准。主站系统应由公共平台服务、基本功能以及扩展功能构成。各类功能详见表1所示：
典型的智能配网自动化主站系统从应用分布上主要分为生产控制大区实时监控、管理信息大区公网数据采集、管理信息大区WEB发布以及横跨生产控制大区及管理信息大区的信息交换总线类服务。从设备配置上来说，主要包括了各类
服务器、工作站、打印机、网络设备以及二次安防设备等。其典型的系统架构如图2所示：
5配网终端配置及智能化方案
智能配电网的配电终端类型的选用方法一般可以按照节点类型或者供电区域划分来进行。
对关键性节点，如主干线联络开关、必要的分段开关、进出线较多的开关站、环网单元和配电室，宜配置“三遥”终端；对一般性节点，如分支开关、无联络的末端站室，宜配置“二遥”终端。
重要供电区域，如A+类供电区域可采用双电源供电和备自投减少因故障修复或检修造成的用户停电，宜采用“三遥”终端快速隔离故障和恢复健全区域供电；A类供电区域宜适当配置“三遥”、“二遥”终端；B类供电区域宜以“二遥”终端为主，联络开关和特别重要的分段开关也可配置“三遥”终端；C类供电区域宜采用“二遥”终端，D类供电区域宜采用基本型“二遥”终端，C、D类供电区域如确有必要，经论证后可采用少量“三遥”终端；E类供电区域可采用基本型“二遥”终端。
若在本供电区域内存在有对于供电可靠性要求高于区域标准的重要用户，宜对该用户所在线路采取以上相适应的终端配置原则，并对线路其他用户加装用户分界开关。
在某些高故障率的架空支线上，若具备保护延时级差配合条件，可在支线配置断路器，并配备具有本地保护和重合闸功能的“二遥”终端，以实现故障支线的快速切除，同时不影响主干线的其他负荷[16]。
智能配电网一般建设有较为完善的光纤通信网络，通信可靠性较高，在这种前提下，应用GOOSE通信机制，配电终端间传输基于网络的信息量，可以实现灵活的速动纵联保护，并恢复供电，这种新技术可称之为网络拓扑保护。配电终端应用该技术，可以较好的实现智能配电网中大量接入DG以及环网运行后传统的过流保护不适应问题，在此基础上进行功能扩展，还可以实现简易母线保护、失灵保护、区域备自投功能，通过这种智能化的配电终端间相互通信协调配合，可满足涵盖继电保护、馈线自动化等各种功能需求。不难发现，这是智能分布式馈线自动化的进一步延伸应用，在未来的智能配电网终端建设方案中，具有广阔的发展前景。
6结论及建议
通过对我国前一阶段配电网自动化建设的总结和回顾，结合智能配电网的特征，本文对智能电网背景下配网自动化系统设计方案进行了研究，主要结论和建议如下：
(1)与发达国家相比，国内配电网及配电自动化的起步较晚，虽进行过几轮配电网建设与改造，配电网架健壮度以及配电自动化程度与发达国家相比还是有不小的差距。
(2)智能配电网除在供电可靠性、电能质量、自愈能力和需求响应等方面要求比传统配电网高以外，在电网特性方面与传统配电网也存在很大的区别。大量分布式电源接入后，对配电网的潮流分布、短路电流均存在较大的影响，在进行配网自动化系统建设时，应充分考虑到这些特点。
（3）智能配网主站和终端设计时，需对规模以及功能进行选取，并满足对馈线故障处理要求更可靠、处理速度更快，获取更大范围的量测数据以及建立与其他系统完成信息集成和交互这些特别需求。终端配置应遵循差异化原则，根据需求选用“二遥”或“三遥”终端。智能分布式终端方案能较好的解决继电保护以及馈线自动化的相关问题，是智能配网自动化系统终端技术未来发展的方向。
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