随着电力体制的改革和电力市场的建立，电力作为一种特殊商品进入了市场，接受用户的监 督，甚至会出现因停电而追究供电企业的责任。同时，由于改革开放20多年以来，县级城市的社会、经济发展很快，早期建成的配电网和电力设施已经不能适应经济发展和人民生活用电的需要，大量对电力扰动敏感的电器设备和装备对供电可靠性、电能质量提出了更高的要求。供电网的供电可靠性和电能质量已成为电力市场下电力企业面临的重要课题。随着配网自动化技术的发展，能有效地解决供电企业面临的这些问题，因此，县级配网自动化的实施已经成为供电企业十分紧迫的任务。配电网自动化的实施方案是配网自动化系统的关键，在实施配电网自动化前，必须结合电网实际提出最优方案。从都江堰城市配电网的实际出发，提出了某县级配电网自动化的实施意见，在此基础上设计了最优方案。
配网范围包括变电所（10～35 kV）出线及以下网络，设备有架空线（电缆）、绝缘导线、配电开关设备（柱上断路器、重合器、分段器、环网开关柜、熔断器、隔离开关）、计量仪器、避雷器、变压器、箱式变电所、远动装置（RTU）、通信设备、计算机及系统软件等组成。在设计配网自动化系统时，必须严格遵循国家有关技术标准。
根据四川省电力公司企业标准（配电网自动化系统技术规范），结合电网的实际，县配网自 动化系统主要包括配电线路（保护）自动化、用电管理自动化、配电地理信息系统（GIS）、配电网能耗管理、自动无功补偿、通讯系统、计算机系统等几部分，如图1。
1配网自动化系统设计
1.1主站系统设计
主站系统设计层次化、模块化。所谓层次化是指软件分为基础平台和应用模块两层，对功能扩充和修改仅需在功能模块进行，不改变基础平台层，这样保证系统的可靠性和扩充性。模块化是指在基础平台上尽可能按功能模块化，便于增加、修改功能以适应不同的投资规模。网络结构在硬件上设计为双网平衡，互为备用模式，增加带宽与通信的可靠性。软件上设计为C/S模式和B/S模式。运行管理和维护工作站采用C/S模式，可授权控制和修改各类数据库，浏览查询性工作站采用B/S模式，采用IE浏览器，访问各类数据和画面，没有修改权限。这样减轻了配电自动化主站系统的网络负担，提高了主站系统的数据安全性，最大限度 地扩大了主站系统网络覆盖范围。
主站系统采用交换式以太网，根据具体情况，可设有一定接口的交换机、服务器、工作站等 ，并留有与其他系统的接口，以实现信息共享。系统软件平台采用WINDOWS2000服务器版和S QL SEVER2000企业版和MAPINFO 5.0版，开发选用VC++ 6.0，系统硬件选用主控机IPC-8621I FS2。
1.2子站终端、区域工作站与主站间通信的设计
子站终端硬件采用工业级芯片，特别是柱上FTU，除了温度要求外，还要求低功耗，FTU要考虑到户外密封，不可能有散热孔。同时，FTU放在柱上开关旁，容易受到外界干扰，要求对电源与信号的输入、输出回路采取抗干扰措施，如浪涌抑制静电屏蔽、脉冲群抑制等方法，软件上也有相应的抗干扰算法。
通信接口有RS232和RS485 10/100M的RJ45级以太网接口，通信适应性强。通信规约采用IEC标准，在通信规约设计时优先使用101和104规约。根据都江堰城区配网的实际，配网自动化系统的通信方式采用“分层集结，集中控制”的方式；具体分两个层次，即现场采集层和区域工作站层。对于通信线路，屏蔽双绞线架设可采用沿电力线与配电线同杆架设方式；个别居民区配变的通信线路可沿居民楼架设，通信方式采用RS-485方式；传输介质采用屏蔽双绞线、一对连线、另一对备用。对超过2 km的线路在线路两头加上RS-485远程通信器，也可在中间加设中继器。各区域工作站所属终端设备，如TTU、FTU、RTU等分别通过“共线”方式集结至区域工作站，TTU、FTU采取分线传输方式。配变处的FTU有电能远方计量功能，可取代传统的计量箱，在大用户和开闭所可以装设RTU，对其进行远程监控及控制。
2配置方案的实例分析
配网自动化方案有多种配合，根据实际电网的特点及其对供电可靠性的要求，可采用以下方案：
①辐射状线路采用重合器与分段器配合方案。重合器根据具体情况设置为1～3次重合功能；分段器用以隔离故障，考虑到经济适用性，采用跌落式分段器。
②城郊采用架空线路双电源环网供电，因变电站短路容量较大，目前采用的重合器作为配电 线路出线保护容量偏小，可在线路上段首端装设重合器，作为变电站断路器保护的前级保护，当环网线路需要多组分段器时，采用自动重合断路器与重合器相配合。
③对供电线路重要性突出，重要用户较多的线路，采用双电源5重合器方案。当线路上重要用户较少时，可采用3重合方案。
④由于都江堰是国家级旅游城市，主要干道采用电缆作为配电主干线的配电自动化方案，负荷开关柜一般为二进（四出）。以负荷开关与熔断器相配合，当一路电源发生故障后，会有另一路电源快速切换到母线，恢复正常供电。
下面以两条线路的具体接线情况，说明配电网自动化的设置方式及所起的作用及在线路上装重合器的配电线路自动化工作原理。
如图2在胥灵路主线路装设一重合器CHQ1，将主线路分成两段设L1、L2；在白城路39#杆附近将原开关改造为重合器CHQ2，将主线路分成两段设L3、L4；原联络开关改造为重合器CHQ0，三组重合器根据具体情况选定容量。正常情况胥灵路供L1、L2电源；白城路供L3、L4电源， CHQ1、CHQ2在闭合状态、CHQ0在断开状态。
当胥家站胥灵路L1段故障，胥灵路919开关跳闸，瞬时故障经试送成功恢复供电。如为永久性故障，试送不成功，CHQ1经延时（时间可自行设定）跳闸并闭锁；此时联络开关CHQ0因测试L2段无电压，经延时（时间可自行设定）合闸，主线路L2段由白沙站白城路供电。故障段 L1切除。
当胥家站胥灵路L2段故障，CHQ1动作，而此时胥灵路919开关保持在合闸位置，CHQ1按设定重合一次成功。如为永久性故障，CHQ1再次跳闸并闭锁，此时联络开关CHQ0因测试L2段无电压，经延时合闸，但因L2段为永久性故障，合闸后再次跳闸并闭锁。此时主线路L1段由胥家站胥灵路供电；主线路L3、L4段由白沙站白城路供电。故障段L2切除。白沙站白城路L3、L4工作原理同上。
现有变电站10 kV出线一般配少油断路器或真空断路器，如按重合器与分段器的配置方式，在配出线出口断路器的外部再加一组重合器，一个出口相近串两组断路器，形成了重复投资，而且配线出口断路器的线路保护定值和相近出口外部加的重合器的动作定值难以配合，因此，此方案是不适宜的。为达到有选择切除故障分支段，可将配线出口断路器的重合闸装置由一次重合改造为两次重合，在下面的各分支线上同样装配设置一次记忆的分段器来实现。考虑到都江堰供10 kV出线少油断路器的灭弧性能和完成灭弧过程能满足两次重合的要求，可将灭弧室的小排气改为大排气，或对二次重合时间做改动，这样不仅真空断路器能实现，少油断路器也能够实现。
将原支线开关改为分段器，用来隔离支线永久故障，避免主线路L1、L3段各分支线故障造成主开关保护动作，缩小停电范围，避免主开关二次试送的处理时间，大大减少停电时间。上述各分支上的分段器为了配合重合闸设置两次重合，分段器设定为一次记忆，当线路某分支上发生瞬时故障时，重合闸启动，断路器一次跳闸重合成功，该分支上的分段器只是产生一次记忆不动作。若该分支上发生永久性故障，断路器跳闸、该事故分支上的分段器产生一次记忆，重合闸启动，断路器重合，因为是永久故障重合不成功，断路器二次跳闸，与此同时该事故分支上的分段器也自动分开，将故障段切除，接着重合闸二次启动，断路器二次合闸成功，实现本线路及无故障段的正常运行。
对L2及L4段各分支开关也可更换为分段器并与CHQ1及CHQ2配合，缩小停电范围，减少主线路 断路器的动作次数，由于分段处重合器距离出口断路器或联络重合器（CHQ0）距离较远，保护动作定值和时间配置均能满足要求。
3软件和其他系统设计方案
3.1计量计费系统
计量计费系统应完成自动抄核收功能。具有城区用户、大用户、专线用户、电站等自动抄核 收功能,城区各单独户，由各公用变设一RTU采集数据，处理数据再转发，传回电力主管部门；大用户、电站直接采用功能足够的RTU采集数据；各变电站馈线设一RTU，负责完成该线路用户的电量情况、负荷的监测与控制，完成对农村10 kV线路用户的自动抄核收功能。
3.2负荷控制系统
负荷控制收集315 kVA及以上变压器的运行数据、电量的动态平衡状况，调整负荷运行环境，定时限对负荷进行平衡，优化运行方式，合理地投入无功补偿，实现配网经济运行。
3.3用电营业管理系统
用电营业管理系统是数据库应用系统，应能全面反应配网信息、用户档案、杆型结构、配变型号、历史检修记录、设备技术参数、备品备件、保护定值、线路路径及杆号，并实时记录有关参量，对设备进行监控。
3.4配网能耗管理系统（包括电网分析软件）
通过采集变电站各出线瞬时电量、电压、电流及有功、无功潮流等与计量计费系统采集的用户瞬时数据进行能耗统计、网络拓扑分析、潮流分析、短路电流计算、负荷建模和校核、网络优化与重建等。求出最低理论线损值，以此指导电网运行，（如根据主变容量在丰、枯季投入或退出，主变电压档位的调整，10 kV各段的负荷比与并列运行的主变容量比是否恰当，网损中可变损耗与固定损耗的比例等）。
3.5建立自动无功补偿系统
系统能对高低压无功补偿装置自动控制和合理调节，准确反映配电系统无功需求，对经济调度提供数据。配网无功补偿，除在10 kV母线上进行自动补偿外，还应针对线路的具体情况采取就地补偿方式，实现有无功、电力、电量的动态平衡，优化网络结构，提高安全运行系数，减少电能的损耗，提高线路输送电能力。对图2给出的实际线路主变及各出线的分析计算表明，实施后在原有售电量基础上可少供有功0.5%～2%、无功30%～40%，有功损耗可降低 10%～20%，线路有功输出能力可增加20%，电压质量也可得到很大改善。
3.6RTU及计算机系统
配网自动化通信形式和功能可根据实际情况确定，采用微波、载波、无线、有线、光纤等方式；通信规约应符合部颁通信规约的要求。配网自动化的通信以数据为主，不必考虑话路通信，所用的远动装置应是独立单元化的结构。交流采样的精度及各项指标应符合电力标准的要求，并经远动装置检测中心认证。远动装置安装应符合环境要求，能随时接受和发送遥控命令，并正确无误；能即时反馈遥控的信息（通信），确定合分位信号。
配电网自动化主机系统采用双机 备用系统，能瞬间自动切换，确保安全可靠的运行。配网自 动化软件应具有国际通用的标准化平台及网络数据接口，能够与SCADA、MIS及其它管理系统 方便地实现数据共享。形成整体的现代化供电企业管理经营模式。应用软件应具有相应的开 放式支持环境，有通用的按标准程序编写的应用软件和数据库的接口，具有友好的人机界面 和屏幕操作，具有应用化的多层次的GIS系统，并符合运行的实际状况。同时计算机的应用 平台必须在操作系统、数据库、用户界面和通信接口上遵循公认。
4配电网自动化的效益分析与结论
配网自动化系统的实施可缩小故障停电范围、停电时间，改善用户用电的环境和条件，满足 生产和生活的需求，提高配网供电能力，增加系统的可靠性，缩短人员查找和处理故障的时 间，节省人力、物力，提高工效和电网运行稳定性。有效地降低损耗，提高电能质量，在用 户不变的情况下最大限度地提高了售电量，增加经济效益。 通过分析，配网自动化的实施，无论是对城市配网改造，还是在县级配网建设 中，都具有自动化水平高，供电可靠性高，功能强，实时性好，适应电力市场需要，免维护 等技术特点，同时又具有维护费用低、节能、节资等显著的经济性；另外，在提高能源可供 条件，降低社会能耗指标，保障社会安定等方面，具有巨大的社会效益。所以，在条件成熟 的县级配电网中积极采用、推广配网自动化具有重要的现实意义。
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