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[摘 要] 通过对城网配电自动化系统的功能分析，介绍了系统配置、与其它相关设备的功能接口等，指出配电自动化系统应形成一套适合我国配网国情的综合配电自动化管理系统。
[关键词] 配电自动化 配电管理 负荷控制 管理
一、电力自动化系统
电力自动化系统是利用先进的计算机技术、现代电子技术、通讯技术和信息处理技术等实现对变电站二次设备(包括继电保护、控制、丈量、信号、故障录波、自动装置及远动装置等)的功能进行重新组合、优化设计。对变电站全部设备的运行情况执行监督、丈量、控制和协调的一种综合性的自动化系统。通过变电站综合自动化系统内各设备间相互交换信息，数据共享，完成变电站运行监督和控制任务。变电站综合自动化替换了变电站常规二次设备，简化了变电站二次接线。变电站综合自动化是进步变电站安全不乱运行水平、降低运行维护本钱、进步经济效益、向用户提供高质量电能的一项重要技术措施。
二、配电自动化与配电管理系统
配电自动化系统的功能基本有五个方面，即配电SCADA、故障管理、负荷管理、设备管理/地理信息系统、配网应用分析同输电网的调度自动化系统一样，配电网的SCADA也是配电自动化的基础，只是数据采集的内容不一样。目的也不一样，配电SCADA针对变电站以下的配电网络和用户，目的是为DA／DMS提供基础数据。但是，仅仅是配电SCADA的三遥功能，并不能称为配电自动化系统，必须在配电SCADA基础上增加馈线自动化(FA)功能。馈线自动化的基本功能应包括馈线故障的自动识别、自动隔离、自动恢复。配网故障诊断是一个复杂的问题，根据配网实际情况和故障情况的差别，诊断的步骤与方法不同。诊断方案应适用于单相接地故障、相间故障、相间接地故障和三相故障。使用范围为中性点不接地或小电流接地系统。
为了完成DA的功能，配电SCADA除了可以采集正常情况下的馈线状态量，还应对故障期间的馈线状态进行准确的捕捉；除可进行人工远程控制，还应对馈线设备进行自动控制，以便实现故障的自动隔离和自动恢复。
三、GIS与面向电力系统的实时GIS平台
由于配电网供电设备点多面广，并且按地理分布，因此，对其管理离不开地理信息。常规的地理信息系统(GIS)由GIS软件包、数据库和计算机硬件组成。可以完成一般的图形制作、编辑与管理功能，以及空间数据分析和关联分析。建立在GIS基础上的设备系统通常称为AM／FM／GIS系统（自动制图／设施管理／地理信息系统）。
这种由常规G1S构成的设备管理系统，包括了许多电力系统分析所不需要的地质地貌信息，必然导致资源的浪费，而电力系统分析又对实时性要求极高，因此，需要一种面向电力系统的实时GIS平台作为配电自动化／配电管理系统的基础平台。
这种平台应具有以下特点：(1)良好的实时性；(2)对电力系统模型的良好描述；(3)对其它系统的开放接口。
四、负荷控制与负荷管理
调度自动化系统的主要任务是电网的安全经济运行，而负荷的管理和控制则是配电自动化系统的主要目的。随着电力系统的发展，以往那种以限电为主要目的的负荷控制系统已经不适应当前形势，电力供应的不平衡关系已倒置，现在的问题是如何将电用好，最大限度地满足用户需要。
因此，传统的负荷控制系统应向负荷管理层次上发展，成为配电管理系统的一部分。目前许多电力局都有一套负荷控制系统，如何在新投运的配电自动化系统中借用负荷控制系统的资源以及如何将负荷控制功能升级为负荷管理功能，将原有负荷控制系统的硬件设备与新建的配电自动化系统有机结合、信息共享将是一个十分有意义的课题。
五、通信方式的选择
配电通信系统是配电自动化系统的一个重要环节，由于配电网终端节点数量巨大，给通信方案的选择带来困难，配电系统可选用有线、无线、光纤、载波等多种通信方式。对于通信方式的选择应根据各地的具体情况选择一种性价比最高的方式。下面简要分析各种通信方式的利弊：
1.有线方式有电话线和专线两种。
电话线方式设备投资较低，可靠性和实时性也较低，由于电话线架设非常方便，广泛适用于实时性要求不高的配电终端。专线方式可靠性和实时性都很好，适合实时性要求较高的配电终端设备，缺点是需要架设专用通信线。
2.无线方式有普通电台和高速智能数传电台两种。
普通电台已广泛应用于负荷控制系统中，优点是投资少，缺点是可靠性较低，频点申请无委会控制较严。高速智能数传电台通信速率高，频点可复用，支持x．25协议，有路由选择功能和主动上报功能，适合配电自动化系统应用，缺点是价格较高。
3.光纤通信方式有光端机方式和光接口板方式两种。
光纤通信的主要优点是通信容量大、抗干扰能力强、损耗小；缺点是价格较高。光端机方式适合容量大的站点，成本也较高。光接口板的方式将光电转换器直接置人配电终端内，并可以利用编码复用方式多个配电终端设备公用一对光纤，有效地降低了成本。另外，如果多膜光缆能够满足配电系统的距离要求，选用多膜光缆也比单膜光缆通信成本低得多。因此，光纤通信方式在配电自动化通信系统中有着广泛的应用前景。
六、开关设备与FTU的配合
配电开关设备是配网自动化的主体设备，用于配电自动化的智能开关与传统的开关有很大区别，主要表现在其控制回路上，传统的开关设备往往不能满足自动控制的需要。为了满足配电自动化所必须的故障识别和隔离等功能，开关设备必须具备故障的识别能力和控制能力。
用于配电自动化系统的开关设备有两种。一种是自动重合器，它本身具有故障电流的识别能力和操作顺序控制能力。另一种是与FTU一体化的智能负荷开关。
采用依靠重合器时序整定的方法实现馈线自动化功能，好处是不需要通信系统配合，但是对一次设备要求高，冲击电流大，特别是对于小电流接地系统故障自动识别无法实现。与FTU一体化的智能负荷开关，通过FTU采集故障信息，与通信设备和计算机一起实现馈线自动化。其好处是对线路冲击小，适用于小电流接地方式，但需要通信系统与之配合。从衡水配网实际出发，这种方式更适合衡水配网的具体情况。
以下是衡水配电自动化系统的rrU与负荷开关的接口要求：
(1)遥测采用三表法交流采样，计量TA(Ia，Ib，Ie)3个，保护TA(Ia，Ib，Ie)3个，以及TV(Uab，Ube分别列于开关两侧)；
(2)遥控接口，合闸：常开接点，驱动合闸110V直流中间继电器；分闸：常开接点，直接驱动分闸线圈；开关失电，用电容器驱动分闸操作机构；
(3)遥信状态分为开关状态(分、合)和储能状态2种；
(4)电源取自TV。
七、相关系统的信息交换与系统集成
配电网在整个电力系统中的范围是中低压网及深入到其中的高压网，分界点在高压，中压变压器的高压侧，但不包括高压侧的断路器和隔离开关。配电网的保护控制系统分界点也相同。由于配电网是一个庞大复杂的系统，各种电力设备呈地理分布，对其应分层控制，同时对于配电网的供电质量和运行费用来看，配电自动化又是一个统一的整体。
在配电系统中包含以下接口与其它系统联系：
(1)同上级调度自动化系统的接口；
(2)同用电管理系统的接口；
(3)同信息中心MIS系统的接口。
八、结束语
提高配电自动化系统的应用水平，可以实现：优化配电网结构，提高供电可靠性；快速查找、排除电力故障，尽快恢复供电，提高优质服务水平；合理分配电力负荷，降低线路损耗，提高电压水平；大大缩短停电时间，减少人工操作次数；实时记录配电网运行状态，为配电生产运行提供决策支持。
[关键词] 配电自动化 配电管理 负荷控制 管理
一、电力自动化系统
电力自动化系统是利用先进的计算机技术、现代电子技术、通讯技术和信息处理技术等实现对变电站二次设备(包括继电保护、控制、丈量、信号、故障录波、自动装置及远动装置等)的功能进行重新组合、优化设计。对变电站全部设备的运行情况执行监督、丈量、控制和协调的一种综合性的自动化系统。通过变电站综合自动化系统内各设备间相互交换信息，数据共享，完成变电站运行监督和控制任务。变电站综合自动化替换了变电站常规二次设备，简化了变电站二次接线。变电站综合自动化是进步变电站安全不乱运行水平、降低运行维护本钱、进步经济效益、向用户提供高质量电能的一项重要技术措施。
二、配电自动化与配电管理系统
配电自动化系统的功能基本有五个方面，即配电SCADA、故障管理、负荷管理、设备管理/地理信息系统、配网应用分析同输电网的调度自动化系统一样，配电网的SCADA也是配电自动化的基础，只是数据采集的内容不一样。目的也不一样，配电SCADA针对变电站以下的配电网络和用户，目的是为DA／DMS提供基础数据。但是，仅仅是配电SCADA的三遥功能，并不能称为配电自动化系统，必须在配电SCADA基础上增加馈线自动化(FA)功能。馈线自动化的基本功能应包括馈线故障的自动识别、自动隔离、自动恢复。配网故障诊断是一个复杂的问题，根据配网实际情况和故障情况的差别，诊断的步骤与方法不同。诊断方案应适用于单相接地故障、相间故障、相间接地故障和三相故障。使用范围为中性点不接地或小电流接地系统。
为了完成DA的功能，配电SCADA除了可以采集正常情况下的馈线状态量，还应对故障期间的馈线状态进行准确的捕捉；除可进行人工远程控制，还应对馈线设备进行自动控制，以便实现故障的自动隔离和自动恢复。
三、GIS与面向电力系统的实时GIS平台
由于配电网供电设备点多面广，并且按地理分布，因此，对其管理离不开地理信息。常规的地理信息系统(GIS)由GIS软件包、数据库和计算机硬件组成。可以完成一般的图形制作、编辑与管理功能，以及空间数据分析和关联分析。建立在GIS基础上的设备系统通常称为AM／FM／GIS系统（自动制图／设施管理／地理信息系统）。
这种由常规G1S构成的设备管理系统，包括了许多电力系统分析所不需要的地质地貌信息，必然导致资源的浪费，而电力系统分析又对实时性要求极高，因此，需要一种面向电力系统的实时GIS平台作为配电自动化／配电管理系统的基础平台。
这种平台应具有以下特点：(1)良好的实时性；(2)对电力系统模型的良好描述；(3)对其它系统的开放接口。
四、负荷控制与负荷管理
调度自动化系统的主要任务是电网的安全经济运行，而负荷的管理和控制则是配电自动化系统的主要目的。随着电力系统的发展，以往那种以限电为主要目的的负荷控制系统已经不适应当前形势，电力供应的不平衡关系已倒置，现在的问题是如何将电用好，最大限度地满足用户需要。
因此，传统的负荷控制系统应向负荷管理层次上发展，成为配电管理系统的一部分。目前许多电力局都有一套负荷控制系统，如何在新投运的配电自动化系统中借用负荷控制系统的资源以及如何将负荷控制功能升级为负荷管理功能，将原有负荷控制系统的硬件设备与新建的配电自动化系统有机结合、信息共享将是一个十分有意义的课题。
五、通信方式的选择
配电通信系统是配电自动化系统的一个重要环节，由于配电网终端节点数量巨大，给通信方案的选择带来困难，配电系统可选用有线、无线、光纤、载波等多种通信方式。对于通信方式的选择应根据各地的具体情况选择一种性价比最高的方式。下面简要分析各种通信方式的利弊：
1.有线方式有电话线和专线两种。
电话线方式设备投资较低，可靠性和实时性也较低，由于电话线架设非常方便，广泛适用于实时性要求不高的配电终端。专线方式可靠性和实时性都很好，适合实时性要求较高的配电终端设备，缺点是需要架设专用通信线。
2.无线方式有普通电台和高速智能数传电台两种。
普通电台已广泛应用于负荷控制系统中，优点是投资少，缺点是可靠性较低，频点申请无委会控制较严。高速智能数传电台通信速率高，频点可复用，支持x．25协议，有路由选择功能和主动上报功能，适合配电自动化系统应用，缺点是价格较高。
3.光纤通信方式有光端机方式和光接口板方式两种。
光纤通信的主要优点是通信容量大、抗干扰能力强、损耗小；缺点是价格较高。光端机方式适合容量大的站点，成本也较高。光接口板的方式将光电转换器直接置人配电终端内，并可以利用编码复用方式多个配电终端设备公用一对光纤，有效地降低了成本。另外，如果多膜光缆能够满足配电系统的距离要求，选用多膜光缆也比单膜光缆通信成本低得多。因此，光纤通信方式在配电自动化通信系统中有着广泛的应用前景。
六、开关设备与FTU的配合
配电开关设备是配网自动化的主体设备，用于配电自动化的智能开关与传统的开关有很大区别，主要表现在其控制回路上，传统的开关设备往往不能满足自动控制的需要。为了满足配电自动化所必须的故障识别和隔离等功能，开关设备必须具备故障的识别能力和控制能力。
用于配电自动化系统的开关设备有两种。一种是自动重合器，它本身具有故障电流的识别能力和操作顺序控制能力。另一种是与FTU一体化的智能负荷开关。
采用依靠重合器时序整定的方法实现馈线自动化功能，好处是不需要通信系统配合，但是对一次设备要求高，冲击电流大，特别是对于小电流接地系统故障自动识别无法实现。与FTU一体化的智能负荷开关，通过FTU采集故障信息，与通信设备和计算机一起实现馈线自动化。其好处是对线路冲击小，适用于小电流接地方式，但需要通信系统与之配合。从衡水配网实际出发，这种方式更适合衡水配网的具体情况。
以下是衡水配电自动化系统的rrU与负荷开关的接口要求：
(1)遥测采用三表法交流采样，计量TA(Ia，Ib，Ie)3个，保护TA(Ia，Ib，Ie)3个，以及TV(Uab，Ube分别列于开关两侧)；
(2)遥控接口，合闸：常开接点，驱动合闸110V直流中间继电器；分闸：常开接点，直接驱动分闸线圈；开关失电，用电容器驱动分闸操作机构；
(3)遥信状态分为开关状态(分、合)和储能状态2种；
(4)电源取自TV。
七、相关系统的信息交换与系统集成
配电网在整个电力系统中的范围是中低压网及深入到其中的高压网，分界点在高压，中压变压器的高压侧，但不包括高压侧的断路器和隔离开关。配电网的保护控制系统分界点也相同。由于配电网是一个庞大复杂的系统，各种电力设备呈地理分布，对其应分层控制，同时对于配电网的供电质量和运行费用来看，配电自动化又是一个统一的整体。
在配电系统中包含以下接口与其它系统联系：
(1)同上级调度自动化系统的接口；
(2)同用电管理系统的接口；
(3)同信息中心MIS系统的接口。
八、结束语
提高配电自动化系统的应用水平，可以实现：优化配电网结构，提高供电可靠性；快速查找、排除电力故障，尽快恢复供电，提高优质服务水平；合理分配电力负荷，降低线路损耗，提高电压水平；大大缩短停电时间，减少人工操作次数；实时记录配电网运行状态，为配电生产运行提供决策支持。