【摘 要】文章聚焦配网基建与自动化技术的深度融合，立足现状剖析城-乡-农梯度差异、技术渗透不均及政策驱动特征。围绕设施适配矛盾、技术瓶颈与成本压力，提出“评估—分级改造—试点优化”路径，形成高/中/低适配场景的差异化方案。重点突破“电力线载波+无线”双模通信、多源数据融合故障定位与多系统集成平台三大技术，构建全生命周期成本优化与“人员-制度-应急”一体化运维体系，为配网自动化改造提供可落地的系统性方案。

【关键词】配网基建；自动化改造；故障定位

引言

分布式电源与多元负荷的快速接入，使配网运行复杂性剧增，传统基建已难满足柔性与可观可控的需求。国家政策明确提升自动化覆盖率，但存量设施适配性不足、区域发展不均、技术“孤岛”与成本压力制约改造落地。本文立足基建工程本体，建立适配评估体系，提出分级改造策略，攻克传输、诊断、集成关键技术，并以全生命周期理念优化成本与运维，旨在为工程实践提供可操作的技术路线与实施范式。

一、配网基建工程自动化改造现状分析

配网基建工程自动化改造现状，需结合基建基础、技术应用与外部环境展开。基础规模上区域差异显著：“城市核心区以10 kV电缆线路为主，距离变电站较近，变电站密集，配电变压器容量多在500 kVA以上，基建框架规整，利于自动化改造”；“城乡接合部以架空线路为主，跨度大、设施分散，变电站间距基本在十五公里以上，改造难度增加”；“农村地区多为10 kV架空线线路，运行年限较长，变压器容量多数低于200 kVA，基建薄弱对自动化设备兼容性要求更高”。技术应用与基建完善度正相关：城市核心区远程监控全覆盖，80%开关柜带智能终端，60%以上馈线设备自动化，智能计量全接入；城乡接合部50%线路有监控但存在盲区，30%馈线自动化，老旧变压器难支撑高频采集；农村仅乡镇有简单抄表系统，10%以下馈线、监控自动化，仍依赖人工巡检。政策环境方面，国家明确2025年城市、农村配网自动化覆盖率分别达90%、60%，补贴最高30%并规范技术标准；地方层面东部优先保障资金，中西部推行“以奖代补”。新能源接入让行业需求从“被动响应”转向“主动预防”，政策与市场共同驱动改造[1]。

二、配网基建工程自动化改造存在的问题

配网基建工程的自动化改造，核心症结在于基建与自动化技术的适配冲突、落地障碍以及成本与运维的双重压力。尽管基础良好，但配网基建工程的自动化改造仍面临多重挑战。首先是设施适配性问题，大量存量配网设备与新的自动化装置在接口标准、物理空间等方面存在矛盾，部分老旧开关柜和线路难以直接加装智能终端，需要进行结构性改造或整体更换。其次是技术落地瓶颈，部分偏远区域无线通信信号不稳定，数据传输丢包率较高，影响了故障定位与远程控制的可靠性；不同时期、不同厂商的设备间存在协议兼容问题，易形成“信息孤岛”；一些小容量变压器缺乏必要的监测接口，难以接入系统实现精细管理。最后是成本与运维压力，智能设备采购、线路改造及调试需要较大投入，农村地区因基建分散导致单公里成本更高；同时，现有运维人员对自动化系统的熟悉和故障排查能力仍需进一步提升[2]。

三、配网基建工程自动化改造方案策略

（一）基于设施适配性的改造方案设计

1.基建设施适配性评估体系构建

需先构建“基建设施适配性评估体系”，借量化指标明确改造方向，规避盲目投入。评估体系要覆盖基建设施的投运年限、技术参数、结构完整性三大核心维度：投运超15年的配网线路，重点检测导线截面、绝缘层老化程度及杆塔承重能力；变电站设备需核查开关柜安装空间、预留接口数量及电源容量；配电变压器则测试负载率、电压调节范围及是否具备数据采集接口。

2.高适配设施：功能升级式改造

针对城市核心区投运10年的10 kV电缆线路，采用“微创升级”模式：在开关柜内加装符合DL/T826标准的智能终端，实现电流电压采集与远程控制；电缆接头处装卡扣式无源无线测温传感器（测温范围-40℃～125℃），借ZigBee协议（低功耗、抗干扰）传输数据。高适配配变（负载率小于等于80%）改造聚焦低压侧，加装智能计量箱（集成负荷采集、电压监测单元），经RS485接口（传输稳定）对接原有测控装置，无需更换配变本体，单台改造耗时小于等于2小时，停电影响最小化，供电可靠性提升至99.95%。