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摘 要 配网运行经验表明，配网故障一般位于分支线路上，主线路发生故障的概率不高。针对目前配网自动化系统的结构和特点，从配网改造和建设实际出发，提出一种综合配电自动化终端设计方案，在分支线路配置集继电保护、无功补偿、无源自供电、多种通信接口功能于一体的配电自动化终端，快速隔离配网故障和动态改善配网电能质量，解决失电时配电终端设备工作和断路器操作的电源问题，实现提高供电可靠性和供电质量的目的。
引言
配网是整个电力系统的末端，直接面向终端用户，供电可靠性和供电质量要求越来越高。目前国内配网基础设施和结构相对比较薄弱;供电质量较差，电压水平低，网损率高;配电自动化程度还较低。配网的总体水平已不能满足终端用户日益增长的用电需求，大规模的配网自动化改造和建设正在积极展开。
配网自动化是建立在信息化的基础上，将配电系统在线数据和离线数据、配电网数据和用户数据、电网结构和地理图形进行信息集成，构成完整的自动化系统，实现配电网及其设备正常运行及事故状态下的监测、保护、控制以及用电和配电管理的自动化，最终实现以大幅度提高供电可靠性、改善电能质量为目标的对配电系统在线的、准实时的闭环控制[1]。配电自动化终端作为配网自动化系统的重要基础部分，要求其功能完善、工作可靠、扩展简单以及维护方便。
本文在分析典型配电自动化方案基础上，结合配网运行实际，提出一种配电自动化终端方案，以期能够解决配网当前存在的实际问题。
典型配电自动化方案分析
考虑到各地方配电网的复杂性，不失一般性，配电网可以以如下拓扑示意：
图一中，变电站的10kV出线配置断路器和相应的保护，主线路上采用分段开关分段，各分支线路采用负荷开关的配置，所有开关均带电动分、合闸功能。由于分段开关和负荷开关均不能开断短路电流，因此不配置保护。故障区段查找、隔离以及恢复供电目前大致有两种方案：
其一，依靠自动化开关设备反复配合动作来自动实现。在故障情况下，由变电站出线断路器配置的保护切除故障，这时会造成全线失电，然后分段开关、负荷开关由于失压而跳闸，然后再由变电站的断路器合闸后，依次合负荷开关和分段开关来检测故障点，当然还存在断路器再次跳闸、再次合闸的可能，造成对负荷(尤其是变压器)的多次冲击，停电时间长。
其二，依靠分布在分段开关上的FTU采集故障信息，通过通信网络上传调度集中控制，通过遥控将故障隔离并恢复非故障区段供电。该方案减少了开关的反复动作，提高了设备运行安全，自动化程度高，对通信系统依赖很强。
已有的配网自动化方案[2~7]都是集中在配网主网架的故障隔离和网络重构上，从理论上来说，这些方案都具有可行性，但在实际应用中都遇到了许多问题，导致系统并不能发挥其应有的效果，如：通信方式及通信系统稳定性、故障判别元件的灵敏度配合、环境适用性、电源的可靠性等方面或多或少存在问题，应用的效果并不好。
综合配电自动化终端设计
根据配网系统实际运行的统计，故障一般位于分支回路上，主回路上发生故障的概率并不大，而改造配网的出发点应该是能够实际解决问题，如果能将分支线路的故障快速切除，将可以解决配网大部分的问题，即故障快速隔离、提高供电可靠性。
配网供电质量较差，改善供电质量的通常做法是在配网上安装无功补偿装置。为了能够减少电力用户内部各条配电线路的电能损耗，提高配网的功率因数，采用分散无功补偿方式比较合适，即在分支线路公用配变低压侧、用户的配电母线上安装无功补偿装置。
考虑到上述情况，笔者提出分支线路配置集保护测控、无功补偿、无源自供电、多种通信接口功能于一体的配电自动化终端。
首先，将分支线路的负荷开关更换为真空断路器，为分支线路配置专门的保护。
在分支回路故障情况下，由分支线路断路器切除故障，可以实现保护级的故障隔离。已有的配网自动化无论采用何种方案，故障隔离均不可能达到保护级(也就是能在1s内隔离故障)，一般的时间为几十秒或数分钟，而采用此方案，故障切除可以在1s内可靠完成，大大缩短了停电时间，提高了供电可靠性。
分支线路配置保护大大简化了保护配合，所有分支回路的保护独自整定，不需要和其他回路配合，如果分支回路下还有分支(如开闭所)，则可以同下面的分支回路的保护进行时间上的配合即可，变电站的线路出线保护只需要同所有分支回路保护的最长延时配合，有一定级差即可，保护整定和配合都非常简单。
分支线路配置保护减少了对线路负荷的冲击，分支断路器切除分支回路故障后，变电站线路保护元件返回，如果分支回路带重合闸，仅对该分支存在冲击的可能(合闸到永久故障)，提高了设备运行安全。
其次，分支线路配置集成静止无功发生器SVG，实现分支线路动态无功补偿。
SVG并联于电网中，相当于一个可变的无功电流源，通过调节逆变
