下载文档原格式
１０ｋＶ真空断路器运行维护及处理建议李能华南涧供电有限公司【摘要】在１０ｋＶ真空断路器的运行维护中，为及时发现真空泡、操作机构等缺陷，一般需要在停电的情况下，结合大小修、预防性试验等工作才能进行。
由于周期较长，难以及时有效发现缺陷。
因此，进行有效地巡视及运行在线监控等手段极其重要，可避免由于断路器自身缺陷造成的误动、拒动等，并能及时发现缺陷。
【关键词】断路器故障处理真空断路器并非免维性设备，，它在额定短路电流开断次数，或机械操作次数接近规定的次数后，必须进行维护。
如果真空断路器带有严重缺陷，容易造成越级保护动作，导致事故升级。
断路器的运行维护通常包括大修、小修、预防性试验以及日常巡视等。
如按照规程上的时间要求（一般为３～５年），很难及时发现断路器灭弧室缺陷的故障。
一、真空断路器的操作要点１．断路器操作的注意事项。
（１）断路器操作前应先检查控制回路、辅助回路、控制电源（气源）或液压回路均正常，储能机构已储能，即具备运行操作条件。
（２）操作中应同时监视有关电压、电流、功率等表计的指示及红绿灯的变化，操作把手不宜返回太快。
（３）长期停运的断路器，在正式执行操作前应在不带电的情况下通过远方控制方式进行试操作２～３次，确认无异常后方能按操作票拟定的方式操作。
（４）断路器经检修恢复运行，操作前应检查检修中为保证人身安全所设置的措施（如接地线等）是否全部拆除，防误闭锁装置是否正常。
２．断路器故障时的操作要求。
（１）断路器的实际短路开断容量接近于运行地点的短路容量时，在短路故障开断后禁止强送，并应退出自动重合闸等相关保护。
（２）分相操作的断路器操作时，如发生非全相合闸时，应立即将已合上相拉开，重新操作合闸一次，如仍不正常，则应拉开合上相并切断该断路器的控制电源，查明原因。
（３）分相操作的断路器操作时，发生非全相分闸时，应立即切断控制电源，手动操作将拒动相分闸，查明原因。
二、故障实例分析笔者对公司１０ｋＶ高压配电室内发生的一起１０ｋＶ真空断路器灭弧室漏气、断路器卡滞的实际情况进行分析，及时发现设备缺陷，防止由于设备故障原因而造成带电误操作事故的发生。
10KV真空断路器的使用和维护10KV真空断路器是一种高压电力设备，用于控制和保护电力系统中的电流。
它具有很多优点，如操作可靠、体积小、重量轻、维护简单等。
为了确保断路器的正常运行和延长其使用寿命，下面就10KV真空断路器的使用和维护进行详细介绍。
一、使用：1.安装：在安装真空断路器时，应根据制造商提供的安装说明进行正确的安装。
确保断路器固定牢固，安装位置通风并远离有害气体。
同时，确保与其他设备和电线的良好连接。
2.试运行：在开始正常使用断路器之前，应进行试运行。
首先检查设备的工作状态，如真空度、机械运动、电器和操作机构的各种保护装置。
然后，通过进行一些简单的运行测试来验证断路器的性能，包括分合闸试验和传动试验。
3.操作：在操作断路器时，必须操作准确，并按照正确的顺序和步骤进行。
先关闭断路器的二次电源，然后才能合闸。
在断电之前，应先分闸，等待一段时间，确保电压等值为零后，再打开断路器。
4.维护记录：对于使用和维护过程中的细节，应及时记录下来，并建立相应的档案。
这些记录将有助于日后的维护工作，有助于诊断潜在的问题和快速排除故障。
二、维护：1.定期检查：应定期对真空断路器进行检查，以确保其正常运行。
这种检查可以包括检查电流、电压、真空度、机械部件的磨损程度等。
同时，还应检查连接螺丝和连接器的紧固度，并检查绝缘部位是否存在漏电等问题。
2.清洁维护：在断路器的日常使用中，可能会积累灰尘、风油粉等污染物，导致断路器的性能下降。
因此，定期使用干净的布或吹气工具清洁真空断路器，尤其是机械部件和触头等部分。
3.防护维护：为了防止真空断路器因外界环境的影响而产生故障，应采取相应的防护措施。
例如，在容易湿气较大的环境中，可以在断路器的周围增加防水罩，以防止设备受潮。
同时，还应定期对周围环境进行清理，避免维修杂物对断路器的影响。
4.周期维护：对于真空断路器的一些特殊部件，如真空燃烧室、触头等，可以进行定期更换或维修。
10kV真空断路器检修规程1范围本规程规定了真空断路器的检修工艺和方法及检修质量标准等内容。
本规程适用于XXX电厂上海富士电机10kV真空断路器检修。
其它10kV真空断路器及14.75真空断路器检修也可以参照执行。
2维护检修周期2.1巡视检查： 6个月一次2.2定期检查： 1--2年一次2.3精密检查： 6年一次2.4临时检查：按需要进行3 设备主要技术参数额定电压 10.5kV额定短路开断电流 31.5kA额定电流 31.5kA额定频率 50HZ额定短路开合电流（峰值） 80kA额定短时耐受电流（4S） 31.5kA额定峰值耐受电流 80kA绝缘水平：工频1min 42kV雷电冲击耐受电压 75kV合闸时间≤0.07s分闸时间≤0.08s4 巡视检查项目4.1检查合分指示器指示是否正确。
4.2根据计数器确认工作次数，如超过30000时，有必要更换断路器。
4.3 检查合闸弹簧蓄能状态指示器是否指示正确。
4.4检查有无异常声音、气味、异物等。
4.5发现异常状况时，停止运行，并查明原因，然后按需进行临时检修。
5 检修项目及质量标准5.1检修检查部分见表1所示。
5.2 操作试验部分5.2.1检查合分指示器是否运转正常。
5.2.2检查合、分闸计数器是否运转正常。
5.2.3检查合闸弹簧储能位置是否正常。
6 试验项目6.1 绝缘电阻测定试验6.1.1测量相对地及相间绝缘电阻，要求大于500MΩ。
（1000V摇表）6.1.2测量控制回路对地绝缘电阻，要求大于2MΩ。
（500V摇表）6.2 真空管试验通过对真空管的真空度测量和耐压试验，可以判断真空开关管性能好坏。
试验时，真空开关管必须在分开状态下进行。
6.2.1 真空度测试用ZKZ-U型真空度测试仪对真空开关管测试，测试方法按照真空度测试仪使用说明书进行操作（步骤略），真空度值应小于1.3×3e 。
6.2.2 工频耐压试验6.2.2.1试验接线图（按厂家使用说明书中的试验接线图接线）。
浅析10kV真空断路器的检修维护摘要：10kV真空断路器广泛运用于电力行业中，它具有开断能力强、灭弧性能好、机械寿命长、运行维护少等优点。
在实际工作中，需要有效的提高10kV真空断路器运行的可靠性，做好10kV真空断路器的检修和维护工作，在改善设备健康状况的同时，也能够有效的提高设备的可靠性。
关键词：10kV；真空断路器；检修维护一、10kV真空断路器检修维护工作的意义随着用电量的增加，需要检修和维护的设备数量较多，这也导致设备的检修质量很难得到保证，因此需要通过加强对10kV真空断路器的状态检修，以有效的提高设备的可靠性。
传统维修工作中一般采用的都是定期检修的方法，这种检修模式无法对设备运行情况进行掌握，存在着人力、物力及财务的浪费现象，因此需要根据10kV真空断路器运行的实际状况进行检修，以此来对设备的健康状况进行改善，保证设备的正常运行。
在对10kV真空断路器检修维护工作中，需要采用各种新技术和新方法，对设备的状态进行有效掌握，并建设完善的维修档案，详细记录设备维修时间、故障原因等，以确保检修维护工作的顺利开展。
二、10kV真空断路器的故障检修2.1真空灭弧室真空度监测真空断路器的核心部件是真空灭弧室（俗称为真空泡），它是真空断路器切断负荷电流和故障电流的核心元件，真空灭弧室的真空度是真空断路器工作是否可靠的关键。
真空灭弧室外壳通常采用微晶玻璃或陶瓷等材料制成，两端焊接有金属盖板，静导电杆穿过静端盖板同断路器的静触头焊接在一起，而断路器的动导电杆和动触头焊接在一起，通过波纹管和动端盖板的中心孔伸出真空灭弧室外，动导电杆利用波纹管的可伸缩性做纵向运动，外部的气体不会随着动导电杆的运动进入灭弧室内。
因此，真空断路器的分合动作与其装配紧密程度是影响真空灭弧室真空度的主要因素。
如果真空断路器动作较为频繁，加上真空断路器装配不正偏移度较大，则真空灭弧室泄漏就会加快，一旦真空度超标值无法满足断路器分闸灭弧的要求时，该真空灭弧室即报废必须予以更换，否则，因电弧不能熄灭将在真空灭弧室里产生高温高压气体，导致真空灭弧室爆裂的严重后果。
10kV 柱上真空断路器技术规范书单位：批准：审核：编制：年月1. 总则2. 引用标准3. 使用条件4. 技术参数5. 技术要求6. 附属设备技术参数及要求7. 质量保证及试验（监造）8. 供货商应提供的供货范围和技术文件9. 包装、运输附录一供方投标文件要求附录二买方提出的技术文件附录三试验大纲附录四售后服务附录五备品备件及专用工具1 总则1.1 本技术规范书适用于10KV 线路户外柱上交流真空断路器，型号为ZW □—12/630 — ( 20〜25kA )带隔离刀闸，它提出了断路器的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。
1.2 本规范书提出的是最低限度的技术要求,并未对一切技术细节作出规定,也未充分引述有关标准和规范的条文,卖方应提供符合本规范书和相关标准的优质产品。
1.3 本设备技术规范书所使用的标准如遇与卖方所执行的标准不一致时,按较高标准执行。
1.4 本设备技术规范书经买、卖双方确认后作为订货合同的技术附件，与合同正文具有同等的法律效力。
1.5 本设备技术规范书未尽事宜,由买卖双方协商确定。
1.6 未尽事宜, 由买卖双方协商确定。
2 引用标准GB3ll.1 《高压输变电设备的绝缘配合》GBll022 《高压开关设备通用技术条件》GB2706 《交流高压电器动热稳定试验方法》GB763 《交流高压电器在长期工作时的发热》GB3906 《3〜35KV 交流金属封闭开关设备》SD/T318 《高压开关柜闭锁装置技术条件》DL/T593 《高压开关设备的共用订货技术条件》GB3309 《高压开关设备常温下的机械试验》DL/T486 《交流高压隔离开关和接地开关订货技术条件》DL/T615 交流高压断路器参数选用导则》DL/T403《12Kv 〜40.5kV 高压真空断路器订货技术条件》3 、 使用条件安装场所： 户外 海拔高度 : 1000 米 最高温度： 40 C 最低温度：-40 C最大日平均温差：25 °C8度水平加速度不大于 0.2m/S 2 垂直加速度不大于 0.25m/S 24 、 技术参数 4.1 主要技术参数名称 单位 数据额定电压 kV 12额定电流 A 630额定频率Hz 501min 工频耐压（干试 / 湿试）kV42( 断口 49 ）/30污秽等级 ：4级空气相对湿度： 日平均相对湿度不大于 95 ％ 月平均相对湿度不大于 90 ％地震裂雷电冲击耐压（峰值）kV75( 断口85 ）额定短路开断电流HZ20额定峰值耐受电流kA50DL/T615 交流高压断路器参数选用导则》4S额定短时耐受电流kA20额定短路关合电流（峰值）kA50额定操作顺序分-0.3s-合分-180s-合分机械寿命次10000额定短路电流开断次数次30额定操作电压V220 （DC, AC）辅助回路额定电压V220（DC，AC）过电流脱扣器额定电流A5电流互感器变比A200/5，400/5，600/5 （保护级：3级，测量级：0.5级）操作方式弹簧操作（手动/电动）二次回路1min工频耐压kV 24.2断路器调整后达到的技术数据名称单位数据触头开距mm10 ±1触头超行程mm 2 ±0.5分闸速度m/s 1 ±0.3合闸速度m/s0.6 ±0.2触头合闸弹跳时间ms< 2相间中心距mm340 ±1.5三相分合闸不同期性ms< 2各相导电回路电阻卩Q< 60分闸时间ms < 45动触头允许磨损累计厚度mm 34.3操动机构主要技术数据5、技术要求5.1真空断路器的外壳应为不锈钢外壳。
10KV真空断路器的应用一：真空的绝缘特性真空具有很强的绝缘特性，在真空断路器中，气体非常稀薄，气体分子的自由行程相对较大，发生相互碰撞的几率很小，因此，碰撞游离不是真空间隙击穿的主要原因，而在高强电场作用下由电极析出的金属质点才是引起绝缘破坏的主要因素。
真空间隙中的绝缘强度不仅与间隙的大小，电场的均匀程度有关，而且受电极材料的性质及表面状况的影响较大。
真空间隙在较小的距离间隙（2—3毫米）情况下，有比高压力空气与SF6气体高的绝缘特性，这就是真空断路器的触头开距一般不大的原因。
电极材料对击穿电压的影响主要表现在材料的机械强度（抗拉强度）和金属材料的熔点上。
抗拉强度和熔点越高，电极在真空下的绝缘强度越高。
实验表明，真空度越高，气体间隙的击穿电压越高，但在10-4托以上，就基本保持不变了，所以，要保持真空灭弧室的绝缘强度，其真空度应不低于10-4托。
二：真空中电弧的形成与熄灭真空电弧和我们以前学习的气体电弧放电现象有很大的差别，气体的游离现象不是产生电弧的主要因素，真空电弧放电是在触头电极蒸发出来的金属蒸汽中形成的。
同时，开断电流的大小不同，电弧表现的特点也不同。
我们一般把它分为小电流真空电弧和大电流真空电弧。
1.小电流真空电弧触头在真空中开断时，产生电流和能量十分集聚的阴极斑点，从阴极斑点上大量地蒸发金属蒸汽，其中的金属原子和带电质点的密度都很高，电弧就在其中燃烧。
同时，弧柱内的金属蒸汽和带电质点不断地向外扩散，电极也不断的蒸发新的质点来补充。
在电流过零时，电弧的能量减小，电极的温度下降，蒸发作用减少，弧柱内的质点密度降低，最后，在过零时阴极斑消失，电弧熄灭。
有时，蒸发作用不能维持弧柱的扩散速度，电弧突然熄灭，发生截流现象。
2.大电流真空电弧在触头断开大的电流时，电弧的能量增大，阳极也严重发热，形成很强的集聚型的弧柱。
同时，电动力的作用也明显了，因此，对于大电流真空电弧，触头间的磁场分布就对电弧的稳定性和熄弧性能有决定性的影响。
10kv真空断路器10kV真空断路器的运行维护真空断路器是由绝缘强度很高的真空作为灭弧介质的断路器，其触头是在密封的真空腔内分、合电路，触头切断电流时，仅有金属蒸汽离子形成的电弧，因为金属蒸汽离子的扩散及再复合过程非常迅速，从而能快速灭弧，恢复真空度，经受多次分、合闸而不降低开断能力。
由于真空断路器本身具有结构简单、体积小、重量轻、寿命长、维护量小和适于频繁操作等特点，所以真空断路器可作为输配电系统配电断路器、厂用电断路器、电炉变压器和高压电动机频繁操作断路器，还可用来切合电容器组。
2运行维护应注意的问题(1)真空灭弧室的真空。
真空灭弧室是真空断路器的关键部件，它是采用玻璃或陶瓷作支撑及密封，内部有动、静触头和屏蔽罩，室内真空为10-3,10-6Pa的负压，保证其开断时的灭弧性能和绝缘水平。
随着真空灭弧室使用时间的增长和开断次数的增多，以及受外界因素的作用，其真空度逐步下降，下降到一定程度将会影响它的开断能力和耐压水平。
因此，真空断路器在使用过程中必须定期检查灭弧室的真空。
主要应做到如下两点:定期测试真空灭弧室的真空度，进行工频耐压试验(对地及相间42kV，断口48kV)。
最好也进行冲击耐压试验(对地及相间75kV，断口85kV)。
运行人员应对真空断路器定期巡视。
特别对玻璃外壳真空灭弧室，可以对其内部部件表面颜色和开断电流时弧光的颜色进行目测判断。
当内部部件表面颜色变暗或开断电流时弧光为暗红色时，可以初步判断真空已严重下降。
这时，应马上通知检测人员进行停电检测。
(2)防止过电压。
真空断路器具有良好的开断性能，有时在切除电感电路并在电流过零前使电弧熄灭而产生截流过电压，这点必须引起注意。
对于油浸变压器不仅耐受冲击电压值较高，而且杂散电容大，不需要专门加装保护;而对于耐受冲击电压值不高的干式变压器或频繁操作的滞后的电炉变压器，就应采取安装金属氧化物避雷器或装设电容等措施来防止过电压。
(3)严格控制触头行程和超程。
10kV真空断路器在使用中应注意的问题高压断路器从灭弧原理可分为多油、少油、空气、真空等类型。
近几十年来，在中等电压等级范围，真空断路器得到了很快发展，真空断路器是使用真空作为灭弧和绝缘介质的，具有很高的绝缘性能，介质恢复速度快和良好的灭弧性能。
与其他断路器相比，真空断路器灭弧室最简单，结构简单轻巧，机械和电气寿命长，无火灾危险，维护工作量小，适用于频繁操作。
我公司目前10kV开关已基本采用真空断路器，笔者对真空断路器在使用中的以下问题进行了探讨。
1、防止过电压真空断路器具有良好的开断性能，但有时在开断感性负载时，在回路电流急骤变化时会在电感两端产生很高的过电压。
最好安装氧化锌避雷器，或采用电缆的分布电容及装设电容等措施。
2、严格控制真空断路器的合、分闸速度真空断路器的合闸速度过低时，会由于预击穿时间加长，而增大触头的磨损量。
又由于真空断路器灭弧室一般采用铜焊工艺，并且经高温下去气处理，所以它的机械强度不高，耐振性差。
如果断路器合闸速度过高会造成较大的振动，还会对波纹管产生较大冲击力，降低波纹管寿命。
通常真空断路器的合闸速度为0.6～2m/s。
对一定结构的真空断路器有着最佳合闸速度。
真空断路器断路时的燃弧时间短，其最大燃弧时间不超过1.5个工频半波，并要求电流第一次过零值时，灭弧室要有足够的绝缘强度，通常希望断路时在工频半波内触头的行程达到全行程的50%～80%，为此，需要严格控制断路器的分闸速度。
3、严格控制触头行程真空断路器触头的行程比较短。
一般额定电压为10～15kV的真空断路器触头行程仅为8～12mm，触头超行程仅为2～3mm。
如果过多地增加触头的行程，会使得断路器合闸后，在波纹管上产生过大的应力，引起波纹管损坏，破坏断路器密封外壳内的真空。
4、严格进行交接验收真空断路器出厂前已经过严格的验收，但在运往现场安装完毕后，必须进行有关参数的测试和复核。
以防止设备在运输中的变化及机构调整后出现的不配套现象，特别是操动机构与真空断路器连接后的问题。
10KV双投开关双电源真空断路器
1.概述
随着社会的发展,人们对供电可靠性要求也越来越高。
很多场合用两路电源来保证供电的可靠性，这就需要一种产品在两路电源之间进行可靠切换，本公司生产的10KV高压双电源手动开关就是为了满足这一种需求开发设计的。
10KV高压双电源手动开关是由高压真空断路器和互锁型高压隔离刀臂两部分组成。
应用于交流50赫兹、额定电压12KV、额定电流至630A的双路电源供电系统中，当一路电源发生停电或欠压时可12KV高压双电源自动切换开关正常电源供电，可靠保证供电的连续性。
同时具有短路及过流等保护功能。
在常用电源发生故障时,切换装置可以完成与备用电源的手动切换,以保证可靠性和安全性。
也可根据负载的需要进行两路电源之间的选择切换。
特别适用于不允许断电的重要场所,作为保证连续供电的重要电气控制装置。
为新一代设计新颖、性能完善、安全可靠、使用范围广的双路电源切换产品。
产品广泛使用于油田、矿山10kV配电线路，工矿企业10kV线路。
产品采用木箱包装,在用户遵守保管和使用条件下，本产品自发货之日起12个月内为产品质保期，产品如因制造质量问题而发生损坏或不能正常使用时，本公司无偿为用户维修和更换。
但是，如由其他人为原因引起的故障，即使在保修期内亦作有偿维修或更换.。
10kV真空断路器的使用和维护1 概念目前在10kV及以下电压等级配电网络中，真空断路器已逐步取代油断路，在无油化改造过程发挥了积极作用。
与油断路器相比，真空断路器具有适合频繁操作，电寿命长，检修维护工作量小，防燃、防爆、运行可靠性高的优点，但装用过程中也应注意几个问题，使它的优越性得到充分发挥。
2 使用维护中应注意的问题(1)过电压保护。
由于真空断路器开断较小电流，特别是开断空载变压器励磁电流等小感性电流时，往往会出现截流而产生截流过电压，并且截流值越大，产生的过电压越高。
另外，真空断路器在开断电容器组的容性电流时，也很难达到绝对无电弧重燃，一旦出现重燃，也会产生重燃过电压。
对于截流或者重燃过电压，需装用性能较好的金属氧化物避雷器或阻容保护装置来预防。
(2)真空灭弧室真空度的检测。
真空灭弧室管内的真空度通常是在10-4～10-6Pa，随着真空灭弧室使用时间的增长和开断次数增多，以及受外界因素的作用，其真空度逐步下降，下降到一定程度将会影响它的开断能力和耐压水平。
因此，真空断路器在使用过程中必须定期检查灭弧室管内的真空度。
目前检查方法有：①对玻璃外壳真空灭弧室，可以定期目测巡视检查，正常时内部的屏蔽罩等部件表面颜色应很明亮，在开断电流时发出浅蓝色弧光。
当真空度下降很严重时，内部颜色就会变得灰暗，开断电流时将发出暗红色弧光。
②定期(3年左右)进行一次工频耐压试验(42kV)。
当动静触头保持额定开距条件下，如果耐压很低，而且经多次放电老炼后，耐压值仍达不到规定耐压标准，就说明真空灭弧室真空度已严重下降，已不能继续使用。
(3)真空灭弧的老炼。
真空灭弧室的电气老炼包括电压和电流老炼。
新的真空灭弧室在产品出厂之前已经过老炼。
但真空灭弧室经过一段时间存放，由于种种原因的影响，它的工作耐压水平会下降，开关制造厂在组装后以及使用部门在安装时仍然需要重新进行电压老炼和在规定条件下进行工频耐压试验。
(4)触头超程和触头压力的控制：①国产各种型号的10kV真空灭弧室的触头超程是在3mm左右，开距12mm左右。
通常国产10kV真空断路器用灭弧室的额定接触压力，额定电流630～800A者为1100N左右，1250A者为1500～1700N等。
②真空断路器在安装或检修时，除了要严格地按照产品安装说明书中要求调整测量触头超程。
另外，还应仔细检查触头弹簧，不应有变形损伤现象。
(5)触头磨损值的监控。
真空灭弧室的触头接触面在经过多次开断电流后会逐渐被电磨损，触头行程增大，也就相当波纹管的工作行程增大，波纹管的寿命会迅速下降，通常允许触头电磨损最大值为3mm左右。
当累计磨损值达到或超过此值，同时真空灭弧室的开断性能和导电性能都会下降，真空灭弧室的使用寿命已到。
为了能够较准确地控制每个真空灭弧室触头的电磨损值，必须从灭弧室开始安装使用时起，每次预防性试验或维护时，就准确地测量开距和超程并进行比较，当触头磨损后累计减小值就是触头累计电磨损值。
(6)真空断路器反弹对灭弧室的影响。
真空断路器的触头多为对接式结构，在分合操作中可能产生不同程度的反弹现象。
不论分闸反弹还是合闸反弹都会给运行带来危害。
反弹可能导致：①触头烧损严重，甚至熔焊。
②波纹管经受强迫振动可能产生裂纹，使灭弧室漏气。
③分合闸时的冲击速度及冲击力较大发生弹跳都可能产生触头和导电杆的变形，甚至产生裂纹。
④切合电容器组的真空断路器如发生合闸弹跳还会导致电容器的损坏。
(7)分合闸速度的测量。
新断路器在投运前应测量分、合闸速度，因为它不仅可以建立原始技术资料，同时也可以及时发现产品质量上的一些问题，以便及时采取措施。
3 结论通过以上几个问题的分析，运行人员、检修人员及时发现隐患、消缺，避免事故发生，确保真空断路器良好运行，保证城乡供电。
配网自动化的体系结构及其实现技术1、配网自动化的体系结构(1)配网自动化的基本问题：尽管我国的配电网自动化工作目前已进入试点实施阶段，但对于配电自动化的认识仍然众说纷纭，下面仅对配网自动化的概念、目标、范围阐述本文的观点：a．概念：配电网自动化首先表现为一种集成化自动化系统，它在在线(实时)状态下，能够监控、协调、管理配电网各环节设备与整个配电网优化运行。
b．目标：提高供电可靠性、改善电能质量和提高运行管理效率(经济运行)。
c．范围：以10kV干线馈线自动化为主，覆盖了400V低压配电台区自动化，延伸到用户集中抄表系统。
(2)配网自动化的体系结构：配网自动化是一项系统工程，完整的配电网自动化系统包含了四个主要环节：供电网络、远动系统、通信系统、主站网络。
目前存在的误区之一：过分强调自动化及软件功能，忽略电网的根本需求。
(3)实施配网自动化的技术原则：a．可靠性原则：实施配网自动化的首要目标是提高配电网的供电可靠性，实现高度可靠的配网自动化系统要遵循以下原则：①具有可靠的电源点(双电源进线、备自投、变电所自动化)。
②具有可靠的配电网网架(规划、布局、线路)。
③具有可靠的设备(一次智能化开关、二次户外FTU、TTU)。
④具有可靠的通信系统(通信介质、设备)。
⑤具有可靠的主站系统(计算机硬件、软件、网络)。
b．分散性原则：①由于配电网的地域分布性特点，建立配网自动化系统希望功能分散、危险分散，采用具有智能的一次设备(如重合器)，故障就地解决。
对于县级规模的配电网，复杂性并不高，提高可靠性供电，通常双电源即能满足实际要求，推荐重合器方案，并且在10kV干线适当配置开关数量，使保护配合能够实现。
②为进一步提高整体系统的安全可靠性，主站软件功能分散，以SCADA为主体的实时监控功能独立运行，以GIS(地理信息系统)为主体的在线管理功能独立运行，电网分析计算功能独立运行，各功能间内核(数据库、微内核调度等)一体化设计，保证信息的可靠、高效、优质共享。
在实施配网自动化工程中，存在着另一误区：以GIS代SCADA(如ARCINFO)，实时处理图形，增加了计算机工作负担，人为地降低了系统安全可靠性。
以提高供电可靠性为第一目标的架空网，SCADA实时监控为重点，确保主站信息处理及时，GIS在线管理为次；而以运行管理为主要目标的电缆网，应区别对待。
2、配网自动化的实现技术(1)供电方式及一次设备：受地域与经济发展因素的影响，我国的配电网在管理上划分为城市电网(大中城市)与农村电网(乡村、县城)，城市电网以电缆网方式为主，农村电网以架空线方式为主。
配电网的供电方式由电源点、线路开关设备、网架(线路联结)三部分决定，电源点、网架的不同方式组合，架构了多种多样的供电方式，如单电源辐射状供电、双(多)电源互备供电、双(多)电源环网供电、网格状供电等，而线路开关设备如环网柜、重合器、分段器、断路器、负荷开关等提供了功能各异的供电配合方案。
城市电缆网多采用环网柜(配负荷开关、真空断路器、SF6断路器等)作为配电线路主设备，农电架空线网多采用重合器、分段器、断路器、负荷开关等作为配电线路主设备。
以线路开关设备区分的供电方案主要有：电缆环网柜方案、架空重合器方案、分段器(自动配电开关)方案、断路器方案、负荷开关方案等。
限于篇幅，本文不再仔细比较各方案的优劣，下面仅说明几个重要问题：①评价架空网配网自动化供电方案优劣的首要依据是供电可靠性，包括故障下停电范围、停电次数、停电时间、恢复供电时间。
②在架空线网中，重合器方案具有现实的和技术的优点：实际中，架空线路故障的80%是瞬间故障，采用重合器隔离瞬间故障，能大幅度提高供电可靠性；由于强电的危险性，线路发生故障时，希望现场问题就地解决，不宜扩大，减少人为复杂化；重合器的智能化程度高，使供电网络能独立运行，不依赖于通信系统、主站系统，同时可以统一规划，分步实施；由于故障多发生在分支线低压台区，支线可以用智能分段器与干线重合器保护配合。
③县级城市配电网的特点是架空线网、供电半径在5km以内，推荐双电源环网供电，并采用三开关四分段重合器方案。
④无论是依靠智能开关设备保护配合隔离故障还是通过通信、主站软件隔离故障，均希望简化电网联结的复杂性，对一般的城区和农网，采用双电源环网供电，完全能满足用户的供电可靠性要求。
(2)远动系统及二次设备：配电自动化系统的远动主要实现FTU、TTU对线路开关、配电台区(变压器)的监控。
远动系统及设备的可靠性功能主要包括保护动作、环网控制、远方控制、就地手动等四方面。
配电自动化远动系统的主要问题是线路电源(仪表与操作电源)和传输规约，设计适用于户外环境的、可靠的不间断电源是实现配电自动化的一个难题。
由于配电线路设备的地理分布性，目前变电所采用的CDT、POLLING规约，均不适用于配电自动化系统，新的101规约得到了一定程度的应用，它能否作为配电自动化远动传输标准，尚难评定，目前IEC正在制定新的传输协议标准。
(3)通信方案及设备：配电自动化的通信方案包括主站对子站、主站对现场单元、子站对现场单元、子站之间、现场单元之间的通信等广义的范围。
目前实施的完整配电自动化试点工程系统的通信方案指主站对子站、主站对现场单元的通信。
通信是配电网自动化的一个重点和难点，区域不同、条件不同，通信方案也多种多样：光纤、电力载波、有线电缆、微波、扩频等，但总的来看，采用混合通信方案是比较符合实际的原则，通信干线(指10kV线路)用光纤(城市供电半径较短，同样有较好的性能价格比)，支线(指低压配电台区)采用别的通信方式(根据距离干线远近、传输要求高低决定)，远距离孤立点采用无线传输。
需要说明的是，配网自动化光纤通信通常传输一路数据，带宽在几十K即可，需采用专用光端机。
配电载波技术是有着巨大前景的配电网通信技术，目前尚未达到实用化。
(4)主站网络与软件功能：配电网自动化的主站功能包括SCADA实时监控、GIS(地理信息系统)在线管理、电网经济运行分析等，主站框架要突破传统的单一调度自动化系统C/S模式，以P-P-C/S-B/S一体化架构，充分体现分布式网络的管控一体的综合集成系统特点，计算机网络与软件平台技术充分体现功能与开放，并提供与异构系统跨平台接口，与调度、负控、MIS、CIS等自动化子系统实现无缝集成。
从供电局的实际需要和发展需求出发，目前的配电自动化系统应该实现配(网)调(度)合一的设计，技术上统一平台，管理上易于维护(考虑到尤其是县级供电局自动化技术力量不足的实际困难)，经济上节约资金(包括节约建设资金和维护费用)，同时也奠定了将来电力企业信息化的基础。
在做法上，重视已有的调度自动化的升级改造与建设配网自动化统一考虑，新上调度自动化与建设配网自动化统一考虑。
需要说明的是，配电网自动化系统实现监控与管理一体化，在技术上体现在信息的高效共享，而不仅是通过数据转换的松散联网。
GIS应与CIS、CRM管理密切结合，设计要分布式、网络化，引入GPS定位系统，提高供用电维护、检修等自动化水平，提供优质服务。
