从日本配网建设看我国配电网的发展 刘勇 韩文
摘要:讨论了日本电网供电可靠性及配电网的建设情况，推广的配电自动化技术。文章着重介绍了九州在提高配电设备质量的同时，通过对配电网事故的故障隔离和供电恢复等自动管理，提高电网的供电质量。并结合我省实际情况提出了对配电网建设建设的几点看法
日本电网按照电压等级分为：500kV、220kV、66 kV、22 kV、6.6 kV和100V几级，其中前三种为输电网,后三种为配电网。日本在1950年代开始配电网的研究与建设，目前已将配电技术实用化并取得了明显的效果。以1999年的统计数据显示：日本全年售电量为81690亿kWh，最大负荷为16567万kW，而1999年全年日本的平均停电时间仅为3分钟/户。我国以上海为例，1999年的平均停电时间为7小时24分钟/户，由此可见，我们与其差距是很大的。
日本按地区由九个供电公司提供电力服务，由于各个公司的具体情况不同，由于历史和自然的因素，他们在提高配电网可靠性方面的侧重点也不一样。例如：日本九州电力与东京电力公司都基本实现了中压馈线的自动化。但是，东京区内人口密度大，自然环境相对稳定，东京电力公司因此强调设备的预防维护，在配电网建设中主要着眼于以设备安全性和可靠性的投入提高供电质量。而作为日本第四大电力公司九州电力的配电网主要以架空线为主，地下电缆只占不到4%比例，并且由于地处日本最南端，经常受到台风、雷电等自然灾害的影响，高压配电网事故多，1999年由于台风、雷电等自然因素造成的配电网事故共266次，占全年配电网事故的43%。公司认为受地理限制，自然灾害导致的线路故障再所难免，因此应该在事故后的故障处理和供电恢复上花工夫，推广了配电自动化技术。在提高配电设备质量的同时，通过对配电网事故的故障隔离和供电恢复等自动管理，提高电网的供电质量。
以下为部分国家和地区电力公司的供电可靠性的数据统：
公司名称
纽约
旧金山
洛杉基
东京
九州
香港中电
每户年停电时间
9.4 min
市区: 5min 城郊: 60~90 min
60~90min
5 min
1 min
5 min
我们看到：以现有的技术和规模而言，日本九州的配电网自动化水平是最先进的代表，可以作为我们建设的一个参考。
1.配电自动化效果显著
九州地处日本的南部，总面积为42000km2，人口为1300万，整个电力公司分为八个供电区，由85个供电营业所管理。供电用户超过800万户，这个用电量占日本的10%。1999年度售电量731亿度，最大负荷1432万kW，总的说来，其规模比广东省电力系统的容量小一些。
九州电力配电网22 kV主要用于工厂和大型楼宇的供电，6.6 kV主要用于住宅区和小型工厂的供电。公司6.6 kV配电线16.3万km，柱上变压器81万台，配电线开关12万台。全公司80多个供电营业所平均控制1500个开关。福冈市是九州政治、文化中心，福冈市区供电营业所负责全市供电管理。此营业所下属16个变电站，与相邻营业所的6个变电站相连，有22kV、6.6 kV两种配电电压系统营业所控制室可以控制6.6 kV开关5000多台。
九州电力公司在1950年代开始配电自动化建设，1970年代完成了全部约500处变电站远方信息的收集，1994年实现了对全部开关的远方控制，到2000年为止共完成77个供电营业所计算机自动化控制系统的改造，并预计在2002年完成全部电力公司配电营业所计算机自动化控制系统的引入改造。
九州电力公司在重视配电自动化的同时，也注重配电设备的投入。公司对供电可靠性和供电质量的保证从两个方面展开了工作：一方面减少事故的发生，包括加强了设备对雷电、盐尘、台风的抵抗能力；提高了设备的电气绝缘水平，在运行方面也加强了对设备的在线监视和定期检查。另一方面，加强了对事故的处理能力，包括加强配电网的结构、环网供电、增加开关数量，提供应急送电能力等。其中效果最明显的是实现配电自动化。
根据记录数据显示，九州电力公司从1985年开始在配电系统中引入计算机技术，此时配电网的停电时间是18分/年户，1994年实现全公司负荷开关的100%远方控制后，到1999年为止的统计数据显示，全公司配电网的停电时间保持在1~2分/年户水平。用户的停电次数也从1985年的0.32次/年户降到1995年以后的0.02~0.03次/年户。可见：配电自动化提高了系统的自动恢复能力，对用户因事故而引起的停电时间大大缩短，提高了用户供电的可靠性。
从九州电力配电自动化的效果看，配电网供电质量的提高建立在全网自动化系统实施的基础上。以福冈营业所5000多个可控开关为例，其自动化的规模远远超出了我们常规设计的想象。就我国已经见诸报道的各个配电自动化的试点与实施系统规模看，最大的仅100多个可控负荷开关和断路器。我省的各大城市对供电的需求应该与福冈具有可比拟性，按照福冈市的配电自动化规模，数目巨大的控制点，加上配电网结构的复杂性，使得我们在配电网的系统规划上必须十分慎重，必须考虑因为大容量控制开关而带来的通讯网络的可靠性、通讯容量的冗余度、远方控制的实时性问题，因配电网拓扑结构的复杂性而导致网络故障识别的可信性、负荷转移及供电恢复时网架结构的可行性等。由此得出：目前已经实现的国内部分试点工程，在我省今后的配电网规划中只能够作为参考，而不能以此为蓝本照搬照套。
九州电力公司配电的建设经历的时间长，但效果明显，其主要原因还在于：九州电力公司的技术人员作为系统开发方，参与了整个配电网自动化系统的开发研制，并根据公司的运行经验和使用要求，对系统进行了量身定做和不断完善。因此，一个稳定、持续的系统维护队伍，在配电网建设中也是不可缺少的。在国内部分配电网的试点工作中，采用了交钥匙的建设方式，虽然业主比较省事，但由于配电网涉及的东西太多，系统的建设肯定不是一次可以完成的，由此会带来规划、建设与运行管理各方面的脱节，这一点是值得我们加以重视的。 2.可靠的供电设备与完善的配电网结构是配电自动化实施的基础
配电系统涉及的范围广，规模大，而且用电环境、用电设备及用电系统的运行水平不同，导致配电系统供电可靠性各不一样。在日本，提高配电线供电可靠性是从两个方面来采取措施的：
（一）
预防维护体制：
主要强调提高设备对异常电压（雷电过电压或开关过电压）、异常电流（过负荷或短路）、以及异常环境（盐害、灰尘、气体、台风及水灾）的耐受水平，制订用电设备合理的运行、维护和监测制度，加强对设备老化、破损的检查，预防不必要的事故发生。
（二）
事故维修体制：
主要强调在事故发生后的故障处理能力，包括电网双重化、故障点快速定位、故障隔离、健全用电区间的恢复供电，在必要的情况下还需要提供应急电源。
在九州配电网中的设备可靠性是相当高的，同样以1999年配电网事故的统计信息表明：1999年因设备不良造成的高压配电线事故占全年总事故的8%。配电系统用到了大量的柱上开关和控制器，以开关为例，全部采用了耐盐全封闭SF6式开关。在我国，由于制造方面的原因，设备免维护水平低，以1999年统计资料表明，因维护设备而停电的次数占计划停电检修次数的60%，平均使每户每年多停电5.5小时。由此可见运行设备的质量好坏直接关系到配电网运行水平的高低。
在提高设备可靠性的基础上，保证供电质量是配电系统的主要任务和目标，这是以完善配电网结构为前提的。
配电网建设的首要问题在于网络的规划。合理的网络结构和电源布局才能实现配电系统负荷的可靠转移和网络潮流的合理调度，保障配电系统供电的连续性并降低供电网线损。否则，空有一个内容丰富的配电管理系统是不能达到配电自动化的目的的。在此方面，日本采取了相应措施并在实际系统推广使用。
日本22kV等级配电网主要用于构成配电主干网，一种情况采用3回线并行布置互为备用的SNW地下电缆供电方式，用于城区1000kW以上用户密集地区或对供电可靠性要求比较高的重点用户和高科技企业；另一种情况采用箱式变电站供电方式，主要用于农村地区的远距离送电以改善电压质量并降低线损。随着用电负荷的增加，在日本东京市中心地区的配电网也开始采用此电压等级供电，其他部分地区则在研究11kV供电的可能性问题。在接线形式上，此电压等级的电缆系统中性点采用了小电阻接地的方式。
日本6.6kV为通用配电方式，平均每条线路的供电长度为2.32kM，一般而言，单台配变的平均容量为34.8kVA，而线路每公里接挂的配变约10.3台，每台配变拥有低压线路的长度约98米，每台配变的供电户数为8.5户，这种采用了就近直接通过小容量的配电变压器接入用户端的接线方式降低了配电网线损。同时，为提高配电网供电可靠性，此电压等级的接线采用了3相3线中性点不接地的方式。网络结构上，日本采用了3分段4连接的环网供电方式。配电网故障时，配电线被分割成3部分，各部分可以分别从相连的其他配电线上进行负荷转送，保证了配电线N-1的转送能力。
对于配电网的供电方式，我国目前主要采用辐射树枝装结构，基本上处于“一台开关管一线，一条馈线供一片”的状态，由此导致我国配电网的供电半径大，无功补偿不足。有数据显示：以国电公司当前的状态，配电网平均每条线路的供电长度为4~12kM，单台配变的平均容量为282kVA，而线路每公里接挂的配变约3.8台，每台配变拥有低压线路的长度约400~1200米，每台配变的供电户数为200~400户。
此次全国范围的城市、农村电网，其目的便包括降低配电网线损，提高供电质量和供电的连续性，因此，国内部分专家在对我国配网现状调查的基础上，提出了各种可行的配电网结构，其立足点在于保证N-1情况下，配电网供电的可靠性和连续性，例如目前典型的“手拉手”接线带分段开关模式、三分段三连接的接线方式、环网接线方式、4´6网络接线方式等。但对于日本的SNW和三分段四连接的网络接线对我国配电网的满足程度的研究的报道不多，由于这些方式在日本已经推广普及，并在多个电力公司取得了良好的应用先例，特别是他们小容量、多布点、短距离的配电模式，比较适合我省部分经济发达地区对供电系统的需求，可以为我们今后配电网的规划和建设做一些参考和借鉴。
但也应该指出：虽然我国配电网10kV系统还主要以架空线为主，但部分城市供电地区由于电网规模的扩大和地下电缆的改造，导致单相接地故障时接地电容电流太大而无法自然熄弧，10kV系统的接地方式以逐渐由中性点不接地方式转向中性经小电阻或消弧接地的模式，消弧接地模式因其技术的优势，已逐渐被用户接受而成为主要的系统接线方式，但由此产生了单相接点时故障回路的识别和定位困难。
3.配电自动化的通讯
日本对配电自动化的通讯方式进行了多方面的尝试，并在目前的配电系统中确定了几种主要的通讯模式，包括：基于FSK技术的音频电缆通讯方式（PC）、中压配电载波方式（RC），高速配电载波通讯方式（SS）和光纤通讯等。
日本在1970年代开始配电载波在电力系统控制中应用的研究，包括RC和SS两种方式，但由于此种通讯方式在6kV配电网系统通讯时容易受到噪音干扰且传输速率不高。随着配网环路可控开关数目的增加，此方式因传输信号的速率不高而导致控制延时的问题比较突出，所以在配网中使用的不多，且主要用于农村配网。1980年代中期。日本开始扩大实施PC方式的通讯网络。目前日本配网系统主要采用这种方式进行数据通讯。与配电载波相比，这种通讯方式的可靠性较高。但在运行中，3秒控制时间内网络可连接的控制对象仍不超过230台。这种方式仅用于对负荷开关的遥控是可行的，如果需要实现对负荷开关处用电情况的实时监视，则受到传输容量小的限制，特别是当配网规模大，连接接点多时，其通讯能力有限，必须借助其他手段。从技术发展的角度看，配电网采用光纤是符合技术潮流的理想选择，因为光纤网络可传输的数据容量大，而且光纤与音频电缆通讯在通讯主干网建设的投资相差不大，问题只在低压用户接入部分的投资差别。
由于日本配电网技术开展并成型的比较早，因此在技术上相对比较老化，特别是在通讯方式的处理上，有许多地方的看法仅作为我们今后设计和规划的参考。结合九州电力系统运行与目前技术看，在不超过3000个控制点的配电自动化系统中，采用配电载波可以满足要求，但存在数据信息容量不足的问题需要折衷处理，规模再大，次方式就不适合了。随新技术的发展，在新规划发展的系统中，音频电缆的通讯方式发展前景不大，光纤和配电载波应该是构成配电系统通讯网络的首选的两种方式，条件许可或配电网设计规模大时，应先考虑用光纤通讯方式。对于通讯网络费用大而产生的投资、收益问题，可以在提高网络的利用率上做工作，例如：实现配电自动化、自动抄表、电力公司对用户的事项通知、用户对电力信息的反馈等。
4.配电自动化的系统构成
九州电力配电自动化系统包括：变电站远方数据采集系统（SV / TM）、配电网远程控制主站、配电系统网络接线与实时数据显示屏、相关高压系统网络接线与实时数据显示屏、配电网自动化控制系统以及面向工矿企业等大功率用户的自动抄表系统等几部分组成。此外，为了支援由于台风影响而造成大规模停电时的修复作业，还开发及导入了气象情报系统，以监视台风、雷电等灾害的发生，并检测空气中的盐份含量。
配电线路全部采用自动开关，为确保控制系统的可靠性和经济性，城市区域采用了音频电缆的脉冲编码（Pulse Code）方式，郊区采用扩频（Spectrum Spread）技术的配电载波对开关远程控制。到1999年为止对线路中使用的开关全部实现了遥控化。
配电网自动化的核心是基于通用计算机工作站的配电线自动控制系统。该系统除变电站、高压线路、负荷开关、高电压用户等设备以及图表数据库以外，还具有故障、操作、维护和负荷记录等功能。其具体内容包括：
配网监测：实时显示配网设备状态和负荷信息。根据断路器状态确定配电区间受电状况。
变电站监测：实时显示变电站各电气设备状态与测量信息。当其状态发生变化时，及时通知运行值班员。信息包括馈线断路器(FCB)的状态、继电器动作情况、配电馈线电流及电压
远程操作：允许运行值班员在电网运行图上遥控选定的断路器。
故障复原：测出供电网或变电站上故障点，对供电中断的正常地段进行自动复原，并通知运行值班员。全部操作由计算机自动完成，不须运行值班员介入。
事件记录：记录设备状态的改变、故障及与操作的时间与内容。
在线修改：根据配电网和变电站设备的安装、调整或拆除计划，在实时在线处理的时候，通过调整数据库调整图纸的设备的数据。
配网图显示：基于地理信息（GIS）的配电网自动绘图和设备管理（AM/FM）。
模拟仿真：在不影响现场设备情况下培训运行值班员系统操作。它能模拟监测控制事故复原处理和数据存储。在模拟时，仍然能监测和控制实际的电网。此时若发生事故，计算机可实现自动复原。
系统监测：实时监视系统上设备的异常情况时，及时通知运行值班员。并完成系统：计算机操作的管理，数据库的管理，软件故障管理和传输部件故障的管理。
九州电力发展时间跨度长，因此设备相对老化，特别是其后台的计算机控制系统部分还使用1台小型机实现监视控制和显示处理。在业务处理速度上以及有台风造成的到规模灾害发生时显示速度成问题，从1998年开始以利用基于通用的高速处理工作站为核心的全WS系统。目前配电网的电压负荷管理是根据变电站送出的电压、电流、功率进行的。因此，由于特殊负荷（高压用户功率改善用电容器等）的增大，仅依靠变电站的输出来合理管理电压非常困难，因此从1999年开始引入可以测量多种信息（电压、电流、功率和故障信息）的FTU。
5.配电自动化中故障识别的方案
a.配电线路的故障点隔离
电压动作法：用RTU的功能，按照电压的有或无来接通或闭锁断路器。
电流动作法：根据RTU测得的故障电流信息、由计算机系统接通或闭锁断路器。
采用电压动作法，故障识别在当地完成，而负荷转移则依靠通讯网络，在配电营业所结合遥控开关实现故障后非故障区间的负荷转移和供电恢复。此即所谓CB（Circuit Breaker）+DM（Delayed timer magnet switch）的故障检测方式。日本所有电力公司采用此方式，并积累了五十多年的经验。
b.变电站故障的处理
在变电站发生故障（母线停电或变电所停电故障）情况下，根据停电时间将故障处理分为下述二种：
1）停电时间不超过1分钟：变电站复电后，立即由计算机发同时合闸命令，由电源侧开始序次对开关合闸操作。
2）停电时间超过1分忡：
计算机对全配电线的停电区间实行最优化的负荷转移供电。同时，在转移供电过程中变电站复电的情况下，计算机保证在不至构成环路条件的状态下发出同时合闸的指令。 需要注意的是：日本配电网广泛采用架空线的接线模式。按照我国相关电力系统的运行规则可以知道，对架空线出现的故障，由于需要考虑瞬时性故障的影响，一般需要进行简单的三相一次重合闸，以减少用户的停电。因此，采用这种方案应该是最适合的选择。在小规模配电系统中，基于成本因素考虑，基于电力线载波通讯模式的电压动作法结合遥控开关的配电系统自动化方式，也是一个比较经济、可行的方案。我省经济发达地区的城市配电系统，多数已采用了地下电缆构成城市配电网，在系统出现故障后必须准确识别故障点，实现故障隔离后进行送电，此种配电系统模式无法满足这种要求。 6.我们对配电网建设建设的几点看法
从前面介绍可以看到：日本配电网自动化的规模是十分大的，技术实用有效，整个技术的实施过程也是成功的。结合我国目前开展的配电自动化建设，我们有以下的看法：
1)
从九州电力公司配网自动化的规模建设，实施负荷开关远程控制前后电网连续供电水平对比表明：一个合理规划的配电自动化系统对缩短故障停电时间、提高供电质量其效果是十分明显的。
九州电力在提高供电可靠性的措施中，将增加开关数量、减少区间用户数目作为改善供电水平的措施，其具体的实施原则值得我们深入研究。福冈市配电自动化水平建立在负荷开关进行的3段4连接配电网供电模式的基础上，其中6.6 kV开关的数目巨大，超出了我们所预先估计的数目，我们在系统规划中必须引以注意。
2)
日本配电系统建设中，东京电力与九州电力不同，东京区与东京的周边地区也不一样。这种不同包括配电网的网架结构、配电网的电压水平以及配电系统的控制方式、建设重点等。可见配电网的模式不固定，它依据配电网现有的结构、当地的自然环境以及未来的设计规划而异。
我省沿海城市，由于受台风影响大，部分地区还饱受雷电影响，日本九州的气象信息系统和事故灾害信息系统可以借鉴。我省发达地区与不发达地区在城市建设与用电水平上也相差较远，配电系统的模式上应有区别。
3)
日本配电自动化从1950年代开始，经历了五十多年的发展，其电网建设中许多设备的技术水平是参差不齐的，我们起步晚，可以跨越部分阶段而提高自动化水平，但先进技术必须建立在配电网合理规划基础上。配网的建设是有步骤的，不合理的配电网结网结构不会发挥先进技术的优势，也不能保证配电系统的供电能力以及配电系统事故后的输送能力。盲目的投入可能无效果，浪费人力、物力、财力。
4)
配电自动化的目的在于缩短事故停电时间，提供供电可靠性与电压质量。在整个配电自动化的实施首先保证负荷开关、FTU等设备工作正常且通信等可靠，然后才能实现系统的自动化控制。作为配电自动化主要环节，负荷开关与FTU的技术指标是明确的，它的应用只是生产质量的控制问题，因此，此技术应该不是配电自动化实施的难点，而配电自动化的后台管理系统，则涉及到配电网的规划、供电部门的习惯、应用系统扩充等。而必须分步实现，最后还包括系统的调试、工程服务、培训、应用软件的扩充、规模的扩充、软件的升级等，内容复杂，是一种长期、持久性的工作。配网自动化的制造商难以完成全部的工作，而必须交由专业的配网系统的集成商完成，并由此负担此系统运行的日常服务。如有可能，电力设备运行部门在系统形成的初期参与项目开发、规划并最终承担系统运行的日常维护。
5)
九州电力在重视配电自动化对缩短事故停电时间的作用时，也强调了配电设备质量品质的重要性以及配电网的网架结构合理性。由此说明配电自动化水平的高低与一次系统是密切相关的。特别是在日本配网中反复论及的三分段四连接的配电网接线方式，变电站的出线开关保护（CB）与负荷开关（DM）的配合形式，三回路备用的并列供电方式（SNW方式）以及中性点不接地的配电系统供电方式，正是由于它们的合理运用，才保证了日本供电网可靠性。目前，我们习惯于注重具体配电产品的质量与性能指标，但对于上所述影响配电网规划的接线和配合方式，在理论上讨论的不多，建议规划管理部门对此予以高度重视。
6)
配网自动化方式在日本有不少经验，但由于体系结构与我国不同，因此，有许多方面不适合我们的发展需要，如在日本配网中SNW方式，由于配网出线多、线路改造投资的规模大，可能不适合我国国情。配电网中性点不接地系统由于单相接地电容电流增多，无法消弧，我省已在部分地区该为消弧接地方式，由此而引入的单接地故障识别问题也较非接地系统中单相接地问题复杂，需要重新考虑。九州电力配网接线主要以架空为主，故障的识别通过多次重合的方式由FTU或负荷开关现场判断，但由于我们部分地区更多采用电缆出线，故障后不允许重合，这就要求配电网故障的识别必须由配电自动化系统中心控制单元利用多种FTU的通信信息进行集中判断。
参考我国电力技术的发展，我们认为，在我国现有的电网结构中，采用快速可控消弧系统的中性点接点方式，结合分布的基于残流检测的小电流检测方法，与配电自动化系统的中心控制单元相结合，则可以在健全区间完全不停电的状态下，实现故障区间的隔离和健全相的恢复供电，此种方案应该比日本现阶段的配电方案应更加完美。
7)
配电网自动化的可靠性与安全性，关键在于通信的可靠性。根据日本的发展经验，我们可以看到：对于民用设备的通信：如集中抄表，采用配电载波应是一个发展方向。对于6.6kV以上的电网，为了实现完全的配网自动化，应采用配电网设计规模，选择配电载波或光纤通讯方式。但此种选择的一个规划难点在于如何在保证电网的控制可靠、保密、实时性要求的基础上，寻找一个投次资收益的平衡点。
总之，配网建设是一个至少10 - 20年长期规划的建设事情，系统的初期规划十分重要，规划错误可能导致投资失败，甚至前期投入完全作废。配电网的网架改造是在规划完成后下一步配电网自动化要进行的重点工作。在配电网的规划中，还必须明确通信方案的构成。实现配电网环路上各负荷开关点信息的遥测遥信和遥控只是配电自动化的初步实现，与配电网结构相适应的后台监控系统加上配网运用支持软件才代表了当地配电网自动化的最高水平。配电系统的正常运转还需要电网运行维护人员长期共同的参与和维护。
作者简介：
1.刘勇(1970-)，男，硕士，从事电力系统自动化及微机保护的研究和开发工作。 ：liuyong@gzzg.com.cn
2.韩文(1968-)，男，博士，从事电力系统自动化及配网自动化的研究和开发工作。 ：hanwen@gzzg.com.cn
