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2面向智能电网的物联网应用方案探究
下面笔者从两方面对面向智能电网的物联网应用方案进行探究，一方面为面向智能用电的物联网解决方案；另一方面为面向智能电网生产环节的传感器网络应用方案。
2.1面向智能用电的物联网解决方案
基于传统模式的用户当中，其智能用电物联网应用主要的连接对象为用户的智能双向电表。对于电网企业来说，主要是以用电性质和场合的差异性为依据，进而选取不同功能的智能双向电表，对用户进行电能计量及有关电能质量的监测等应用。在智能双向电表终端设备的运用下，能够实现对用户用电信息的统一性采集。智能电表是以传感器网络及现场总线等为渠道，然后在传输网及电力接入网的作用下，把电表数据传输到与之相关的应用平台，比如用电信息采集平台等。除此之外，基于智能用电过程中，电动汽车充电系统的应用也是非常重要的。该系统的主要应用内容主要体现在：其一，充电站设施的监测部分，涵盖了充电状态检测、视频检测及安防监测等。其二，传感器及RFID系统的设置，通过有效设置，能够对电动汽车运行情况及动力电池使用情况实现实时感知。
2.2面向智能电网生产环节的传感器网络应用方案
对于面向智能电网的物联网应用，主要的目的是使电力系统生成环节的信息化得到有效提高，同时提高自动化程度。要想使此类应用得到有效实现，需要依靠物联网末端的无线传感器网络，应用场景涵盖了变电站一次设备及二次设备以及高压输电线路等；在对设备运行情况及相关线路的运行情况进行感知及预测的基础上，使电网的安全水平得到有效提高，进一步使电网的运行成本降低。如图1所示，为一种适合用在智能电网生产过程环节的传感网络结构。当中，无线传感器网络通过对感知延伸终端各路信息的充分利用，把采集到的数据汇聚到网关节点上，然后由网关节点把分类预处理之后的数据信息传输到接入网当中，进一步实现进入电力通信核心网的统一性。数据在通过分析处理之后，在ICT平台的基础上，将相关指令发出，并以同样的方法逆向往终端网络节点上传输，从而使对全网的实时监测及故障处理能够得到充分实现。
二、智能电网技术在用电营销中的应用
（一）智能化抄表
随着我国智能电网技术的不断发展，智能化抄表不断应用于我国电力营销中，有效提高了我国用电营销效率。远程抄表和抄表设备智能化是目前我国电力营销中智能化抄表的主要体现。远程抄表即是利用智能电表上的后台控制系统和数据采集模块，采用低压配电线、通信网络、现场总线以及串口数据传输等通讯技术，远程自动抄录、统计用户智能电表用电表数据，同时进行自动计费。对于一些未能实施远程抄表的地区，抄表人员可以携带准确可靠、便于操作的智能化抄表设备进行实地抄表，及时掌握用户的用电信息。
（二）智能化自动配电系统
智能化自动配电系统即是综合运用微机控制技术、电力网络技术以及通讯网络技术，构建用电营销智能化系统，提升用电营销效率。目前，我国用电营销中的智能化自动配电系统具有覆盖范围广、供电可靠性高以及监控实时性强的优势，同时为远程抄表提供了信息交流基础。目前，我国智能化自动配电系统在功能方面不断完善，已能够兼容GPRS通讯网络，同时也有效实现了用电营业管理信息系统与自动抄表系统之间资源共享，有效提升了我国用电营销管理水平。
（三）营配信息通信一体化平台
营配信息通信一体化平台即是在拓扑关系、基础资源、客户资料模型以及电网设施的基础上，采用先进现代化信息传输技术，构建用户停屈媛媛国网陕西省电力公司电力科学研究院陕西西安710000电管理、供电稳定性管理、报装业扩辅助以及线损管理和电网CIS一体化的信息服务平台。主、辅、补充相结合的信道组合是目前我国营配信息通信一体化平台的主要传输通道，该传输线路以光纤为主要通道，宽带无线网络为辅助通道，并在传输过程中采用公共信息网络进行有效补充。目前，我国营配信息通信一体化平台了公共有效确保用户用电信息传输的正确性、完整性以及及时性，同时也便于电力企业对电力营销的实时监控和维护，推动了我国电力营销的不断发展。
（四）智能交互仪表
智能交互仪表即是利用网络将采集到的有价值的客户用电信息自行向电力相关部门传递的设备。智能交互仪表为双向交流沟通渠道，电力相关部门能够实时、准确地跟踪和监控电力传输和营销，对于电力运输及储存过程中出现的耗损情况和环节能够及时发现，同时采取相关解决措施，有效避免电网出现盗电现象。
标准第4.1条规定，配电网发展应考虑充换电设施的发展与建设的需求，合理满足电动汽车接入及充电负荷增长的要求，有利于促进电动汽车的应用与发展。目前，我国电动汽车仍处于发展初期，充换电设施所提供服务的便捷性，对拓展电动汽车市场具有十分重要的促进作用。电网企业一方面要履行企业责任，从电网供需角度满足用户的充电需求，另一方面要承担社会责任，从国家战略角度推动电动汽车的应用。标准第4.2条规定，充换电设施接入电网所需线路走廊、地下通道、变/配电站址等供电设施用地应纳入城乡发展规划，与配电网规划相协调。充换电设施已经成为保障城市交通运输系统顺畅运转的重要基础设施之一，其建设用地被纳入城市总体规划统筹进行考虑。因此，要求充换电设施布局规划及其接入系统的电网规划应同步开展，协调衔接，落实并保障充换电设施接入系统工程的用地需求，从源头上避免城市土地资源紧张导致的工程落地困难。
1.2保障充换电设施可靠用电
标准第4.3条规定，充换电设施接入电网应充分考虑接入点的供电能力，便于电源线路的引入，保障电网安全和电动汽车的电能供给。研究表明，电动汽车的大量应用，将带来系统峰谷差增大、电压骤降、谐波污染等多方面的问题，充换电设施的接入首先要从供电电源着手，从电网的基础条件上满足充换电设施的用电需求，并提供合格的电能质量。标准第4.4条规定，当充换电设施建设在规划实施配电自动化的地区，接入设备应满足配电自动化技术相关标准要求。配电自动化是通过安装在一次设备上的自动化终端装置实现对配电网运行的监测和控制，通过对故障判断、隔离和修复的快速响应，提高配电网供电可靠性，改善电能质量。以二次系统的丰富和建设为拓展手段，有计划地对充换电设施配套的电网工程实施配电自动化建设与改造，充分保证充电用电的可靠性和安全性。
1.3满足电动汽车双向互动要求
标准第4.5条规定，当充换电设施具有与电网双向交换电能的功能时，应符合Q/GDW1738《配电网规划设计技术导则》关于电源接入的相关标准要求。随着电池价格的降低和循环寿命的延长，动力电池可以作为分布式储能单元向电网输送电能，发挥削峰填谷的调节作用。当电动汽车反向送电时，应遵循以下原则：1）应对充换电设施接入的配电线路载流量、变压器容量进行校核，并对接入的母线、线路、开关等进行短路电流和热稳定校核。2）在满足供电安全的条件下，接入单条线路的送电总容量不应超过线路的允许容量；接入本级配电网的送电总容量不应超过上一级变压器的额定容量以及上一级线路的允许容量。3）具有双向交换电能的充换电设施接入后，配电线路的短路电流不应超过该电压等级的短路电流限定值，否则应重新选择接入点。4）具有双向交换电能充换电设施接入点应安装易操作、可闭锁、具有明显开断点、带接地功能、可开断故障电流的开断设备。5）具有向电网输送电能的充换电设施，其向电网注入的直流分量不应超过其交流定值的0.5%。
2技术原则
2.1电压等级选择
标准第5.1条规定，充换电设施所选择的标称电压应符合国家标准GB/T156《标准电压》的要求。供电电压等级应根据充换电设施的负荷，经过技术经济比较后确定。当供电半径超过本级电压规定时，应采用高一级电压供电。标准特别强调了要根据充换电设施的负荷选定供电电压等级，负荷范围按照导线的安全载流能力，并考虑一定裕度予以确定。如单相220V的240mm2的铜缆，最大供电负荷不超过11kW，因此单台充电机按10kW控制；三相380V供电负荷，参照《国家电网公司业扩供电方案编制导则》的要求，按接入单台充电机不超过100kW考虑，允许多台充电机同时接入。对于站内布置的直流充电机，380V线路也允许120kW的充电设备接入。供电半径的校核，除了要考虑线路载流能力外，还要结合线路功率损耗、电压损失等情况综合确定，并按照国标GB/T12325《电能质量供电电压允许偏差》的要求进行控制。1）10kV及以下三相供电电压允许偏差为标称电压的±7%。2）220V单相供电电压允许偏差为标称电压的–7％与10%。
2.2用户等级选择
标准第5.2条规定，具有重大政治、经济、安全意义的充换电站，或中断供电将对公共交通造成较大影响或影响重要单位的正常工作的充换电站，可作为二级重要用户，其他可作为普通用户。标准明确规定充换电设施要按照用户重要性分级，即按照充换电设施对供电可靠性的要求以及中断供电造成的危害程度，分为二级重要电力用户和普通用户(标准第5.4.3条规定属于二级重要用户的充换电设施宜采用双回路供电；第5.4.4条规定属于一般用户的充换电设施可采用单回线路供电)。区别于按照负荷重要性分级的思路，按照用户重要性分级具有以下两方面的优势：1）界定清晰，便于管理。对电网侧，将充换电设施视为一个用电客户，整体考虑其对供电可靠性的要求，并按照用户对供电安全的要求制定供电方案，由电网公司组织方案的论证与编制；对充换电设施，可以再对内部的电机用电、照明用电等细化负荷等级，确定具体的供电方案，该供电方案可由充换电设施投资建设方组织具有设计资质的单位进行编制。2）符合实际，便于操作。本条款的原则性较强，按照用户等级，便于从政治、经济、交通等层面考虑，允许充换电设施投资建设方提出双回路供电申请，与电网公司就技术、经济等问题协商解决，能够满足未来一定时期内充换电设施的发展要求；如按照负荷等级，则必须要求充换电设施内部有二级及以上的负荷才能申请双回路供电，操作的弹性较差。需要注意的是，划分为二级重要电力用户的充换电设施，应进行必要的论证分析，确保满足本条款要求。
2.3接入点选择
标准第5.3.1条规定，220V充电设备，宜接入低压配电箱；380V充电设备，宜接入低压线路或配电变压器的低压母线。标准第5.3.2条规定，接入10kV的充换电设施，容量小于3000kVA宜接入公用电网10kV线路或接入环网柜、电缆分支箱等，容量大于3000kVA的充换电设施宜专线接入。标准采用“宜”的口吻给出充换电设施的建议接入点，不强制执行，220/380V针对充电机，10kV针对充电站。国家标准规定的交流充电机额定电压为220V，额定电流16/32A，额定充电功率3.5/7kW；直流充电机额定电压380V，额定电流一般不超过250A，额定充电功率有40kW、80kW、120kW等几种。标准明确规定：专线接入的充换电设施，其容量应超过3000kVA。专线接入的优势在于便于容量的管理与控制，有利于提高电网运行的安全，但占用电网10kV间隔资源，因此标准对专线的使用没有做强制规定。但对于快速充电站，考虑到充电时间短，充电功率的冲击特性强等特点，标准的编制说明别强调容量大于3000kVA的快速充电设施，要采用专线接入。
2.4供电电源
标准第5.4.1条规定，充换电设施供电电源点应具备足够的供电能力，提供合格的电能质量，并标准第5.4.2条规定，供电电源点应根据城市地形、地貌和道路规划选择，路径应短捷顺直，避免近电远供、交叉迂回。这两项条款，分别从电源点的质量性能和空间布局的角度，规定了电源点确定的一般原则。一方面，电源点要能够满足充换电设施的用电需求，按照充换电设施的远景设计容量，选择上级电源，同时能够提供合格的电压、频率等电能质量；另一方面，要求结合地理环境，就近选择，减少与道路或其他线路的交叉，为充换电设施供电线路的安全运行、良好维护奠定基础。
2.5无功补偿及设备选型
标准第5.5.1—5.5.4条规定了充电设施无功补偿的要求，充换电设施的本质为用电客户，其无功补偿遵循用户无功补偿的规定配置即可。即按照“同步设计、同步施工、同步投运、同步达标”的原则规划和建设，接入10kV电网的充电设施功率因数应不低于0.95，非车载充电机功率因数应不低于0.9，不能满足要求的应安装就地无功补偿装置。标准第5.6.1条规定，充换电设施接入的供电线路、变/配电设备选择应满足Q/GDW1738《配电网规划设计技术导则》的有关要求。即供电线路应有较强的适应性，导线截面宜综合充换电设施远期规划容量、线路全寿命周期一次选定。220/380V线路原则上不宜超过400m，10kV供电半径原则上不宜超过5km，超出范围的应核定末端电压质量。标准第5.6.5条特别强调，负荷大于100kW的充换电设施，宜采用专用配电变压器供电。本条款主要针对分散式充电桩，采用专用配电变压器，将充电负荷与其他用电负荷分离，有利于无功补偿配置及谐波治理。
2.6电能质量
标准第6.1.1—6.1.2条规定，充换电设施接入公共连接点谐波电压的限值(相电压)要求应符合GB/T14549《电能质量公用电网谐波》规定，注入公共连接点的谐波电流允许值应符合GB/T14549规定。标准第6.3条规定，充换电设施接入公共电网，公共连接点的三相不平衡度应满足国标GB/T15543《电能质量三相电压不平衡》规定的限制，由各充换电设施引起的公共连接点三相电压不平衡度不应超过1.3%，短时不超过2.6%。充电机是一类典型的电子型AC/DC电能转换设备，其内部的电力电子元件在工作中会产生大量的谐波，因此要求严格控制充换电设施产生的谐波电压和谐波电流，满足国家标准的有关规定。此外，对于低压220V接入的充电设备，要特别注意保证三相平衡。
3典型应用
某城市的充换电站工程建设规模如表4所示。充电部分站区内设置乘用车快充车位2个(配置2台40kW直流充电机)和慢充车位4个(配置4台7kW交流充电机)，远景预留大巴车车位2个(配置2台100kW直流充电机)。换电部分内置乘用车换电工位1个，配置2个电池转运仓、2个移动充电仓(含40台3.5kW分箱充电机)、40箱标准电池箱以及一台手动电池运转小车，本期设计换电能力40车次/日。按照《规范》要求，3.5kW和7kW交流充电机选用低压220V供电，40kW和100kW直流充电机选用低压380V供电。该充换电站建设于次要交通干线，按照普通用户设计，采用单回10kV线路供电，供电电源取110kV变电站A的10kV出线。站内供电系统的主变容量一期为400kVA，二期为800kVA，故不选用专线接入。0.4kV一期按单母线建设，二期按单母线分段接线建设。由于城市主要采用10kV电缆供电，充换电站由环网柜(电缆分支箱)接入系统，因此，一期建设采用集中补偿的方式，在低压母线安装一台100kVA(380V，150A)的有源滤波器对无功功率和谐波进行综合补偿。二期需对每条低压母线分别进行补偿。
2能源互联网技术框架分析
2.1能源互联网构成
构建“能源互联网”的主要目的是优化能源结构（更多应用新能源）、提高能源效率（发挥不同能源优势和新型负荷的技术优势），从而改善用户体验。优化能源互联网资源，首先需要确认能源互联网构成要素，界定优化范围。根据文献[1]和[2]描述，结合智能电网研究成果，图1描述了能源互联网总体构成：电、供热及供冷等形式的能源输入通过与信息等支撑系统有机融合，构成协同工作的现代“综合能源供给系统”。该系统内多种能源（化石能源、可再生能源）通过电、冷、热和储能等形式之间的协调调度供给，达到能源高效利用、满足用户多种能源应用需求、提高社会供能可靠性和安全性等目的；同时，通过多种能源系统的整体协调，还有助于消除能源供应瓶颈，提高各能源设备利用效率。不同能源对环境的影响不同，传统能源供应体系中，特定能源已经形成了相对稳定的消费市场，比如石油主要用于交通、化工、发电等行业；天然气则主要于日常生活、供热、发电、交通等领域。可再生能源目前几乎全部用来发电。一次能源长期以来形成了自身的产业链条，不同种类能源间互相补充空间有限。但是，电能可以充当不同能源间的桥梁。目前可再生能源绝大部分转化为电能。如果通过电能用绿色可再生能源替换其他高污染一次能源，可以提高能源消费的整体环境友好程度。要实现这种能源的优化供给需要具备几个条件：①要具备不同种类能源间的（供求关系等）信息互通；②要具备能源输出互相替代的必要技术手段，即通过电能能够满足被替代能源消费主体的需求；③要能够给能源消费者清晰、及时的引导信号，吸引能源消费主体参与能源消费优化配置。具备以上条件，配合必要的技术手段，最终实现社会能源的整体优化利用。实现这一目标可以通过技术手段构建“能源互联网”。
2.2能源互联网技术框架
为了达到上述整体优化目标，在明确能源“互联”范围基础上，需要进一步研究合理的能源互联网技术框架，应用先进技术发挥多种能源与用户互联、互动的整体优势。这种能源互联网技术框架设计的唯一目的是发挥技术优势，从技术角度提高能源的使用效率。在不存在政策、市场和技术条件限制的前提下，设计满足上述条件的能源互联网技术框架模型，如图2所示。图2所示“能源互联网技术框架”包括“市场环境”、“能源供给、转化和消费”、“信息支持”以及“调度控制”4个部分。市场环境包括能源供给侧市场和能源需求侧市场。其中，能源供给侧市场负责不同种类能源的市场价格信号，调节市场能源供应结构（可以在这个环节使用价格信号或补贴鼓励使用清洁能源，减小环境污染）；能源需求侧市场负责吸引可控负荷和具有反向送电（或其他能源形式）的“发用电联合体”参与需求侧调度控制的价格或其他激励信号，以鼓励负荷参与需求侧响应。能源供给、转化及消费是能源互联网中的能源流，也是整个技术框架的最终优化协调对象。多种能源发出的电、热、冷等能量形式通过输电电网、管网或者运输通道最终抵达用户侧，满足用户的用能需求。能源互联网框架在以上基础上，加强了对分布式电源和微电网的支持，同时应用各种储能以及电转化为气体等技术，结合信息共享和多种能源的成本对比，以电能为中心实现有目标（优化或降低污染、提高清洁能源比例等）的多种能源间的替代和转换。消费环节除了包括传统用户还增加了智能可控用户以及可以反向供能的发用电联合体等。信息共享支持是整个技术框架中的信息流。“高速、可靠和安全”的未来信息网络技术是实现能源互联网技术框架下大量数据采集、传输、分析再到优化计算的基础条件。在信息技术支持下，为保障整个能源框架的安全优化运行，需要设置必要的运营管理机构，对能源进行集中调度管理，这种调度管理可以采用与外部市场环境相适应的商业运营模式并根据能源管理范围进行分级设计。同时针对用户侧可控负荷和具有发电及其他供能（供热、制冷等）能力的“发用电联合体”在自愿的前提下可以直接参与或通过“负荷调度控制”，应用“虚拟发电厂”技术参与能源互联网的调度控制。这种基于信息共享的通过能源整体调度控制实现能源的整体优化利用是能源互联网技术框架的核心内容。
2.3能源互联网优化控制概念模型
在上述能源互联网技术框架内能源消费有如下特性。（1）能源供应能够“互联”。能源互联网技术框架下不同能源间可以相互支持以及一定程度上的替代转换。这种互联可以通过控制系统实现面向用户最终需求的“应用转化”，也可以直接通过能源间的转换与替代实现。（2）能源互联后不影响用户的使用。方便用户安全高效使用，原来互相割裂的能源供应“互联”后应提升用户体验，不影响用户的正常使用。（3）能源互联后能够优化。能源互联网技术框架下的能源供应应该比“互联”之前有更高的效率。可见，能源互联网是一个以对能源进行整体优化为目标的复杂能源供用系统，为了实现整体优化的目的，需要建立相应的优化模型。综上所述，不同种类能源消费行为的成本是变动的，同时，不同种类能源供应对环境的影响不同。再考虑到新型负荷的可控性，建立如下能源互联网优化模型。以上模型的物理意义是在满足能源总供给与需求之间平衡和能源与供给消费约束的前提下，追求能源供应总成本最低或者污染排放最小等优化目标。能源互联网的优化模型根据不同市场运营规则细节上将有所不同，这里讨论的优化模型是对能源互联网技术框架的一种目的性描述，求解该模型需要确定不同能源的成本函数和其他约束条件，这些约束条件与具体的能源互联网运营规则和物理环境密切相关。
3能源互联网研究现状
上述“能源互联网”技术框架是对未来能源整体供用体系的概念性设想，关于未来的能源发展，国内外普遍开展了基于先进信息通信技术的包含能源互动思想（包含能源间的转化和替代）的相关研究。除了文献[1]中关于“能源互联网”的设想外，美国各大研究机构和高校都在进行相关研究。在用户互动方面，美国在需求侧响应方面已经进入实际应用阶段，电网中出现了专职的“调荷服务商”用于为电网提供负荷调度服务；能源的互联与转换方面，美国发电公司长期根据市场需要选择出售天然气与电力的比例。欧盟也在开展“智能能源的未来网络”（FINSENY）项目，研究将能源与信息的整合，汇集了能源和ICT（信息通信技术）行业的关键技术以确定智能能源系统对ICT的要求，从而提供创新性的能源解决方案以优化能源传输，改变人们的能源消费方式，减少CO2的排放，改善生活环境[3]。日本则在微网及分布式电源基础上致力于研究冠名为“电力路由器”的电能控制技术及相关装备[4]。在国内，关于未来能源供应技术的研究一直受到高度重视，国家电网公司明确“能源互联网”是未来的智能电网，智能电网是承载第三次工业革命的基础平台，对第三次工业革命具有全局性的推动作用。目前，国家电网公司已积极开展、部署相关研究工作。北京市科委组织了“第三次工业革命”和“能源互联网”专家研讨会，并启动了相关软课题研究，以期形成详细的能源互联网调研报告和路线图。中国能源发展目前面临总量供应（石油、天然气对外依存度高）、资源配置（能源与生产力分布不均衡）、能源效率（大量煤炭直接燃烧，整体能效偏低）、生态环境（土壤、水质、大气污染）四大问题。针对以上问题，可以采用增加清洁能源发电比例、提高能源效率的方法加以改善。本文所述能源互联网技术框架统一配置能源资源，从能源供给和使用2个方面进行整体优化，基于信息共享建立必要的市场调节机制，优化引导能源的开发和使用，最终实现增加清洁能源发电比例、提高能源效率，以电能为中心统一优化配置能源资源；使能源发展方式由消耗型向可持续、可再生和更环保的发展轨迹过渡；实现能源供应安全、清洁、环保与友好地发展[5-11]。
2电网电力工程的技术问题的解决方案
1）控制电网故障造成的停电，优化电网转供电能力
传统的电网检修过程需停电检修，给客户造成不便。目前多数电力企业使用环网柜联络开关。环网柜核心为负荷开关和熔断器，其结构简单，多为便携式且经济适用。根据绝缘方式的不同，通常将其分为SF6绝缘和空气绝缘两种，多用于终端供电和环网供电的短路电流的开断和电流的分合。使用联络开关，有效的缩小了故障检修的停电范围，且可控制停电区间，从而实现区域检修。提高了传统单电源的稳定性与灵活性。
2）认真解决污闪问题
闪络问题在10kV配电网络中表现明显，为了确保其安全性，就要控制由于闪络导致的过电压和相间短路问题。实验数据显示，对于穿墙套管、支持绝缘子、连杆瓶等10kV设备应进行加装绝缘热缩管等防护设施，以防止污闪问题，促进电网的安全性和稳定性。
3）加强线路防雷措施
雷击造成的闪络问题最为明显，因此针对特殊地区、特殊环境下的雷击问题应增加防雷措施，安装必要的避雷设施能够有效的防止雷击造成的导线损坏，提高电网的安全系数。目前，很多企业选择使用针式瓷瓶进行防雷，但其对大导线线路并不适用。
3提高配网工程施工安全管理的技术问题措施
1）完善前期规划设计
在10kV配电网络设计过程中，要根据当地线路负荷是实际情况以及环境现状进行设计，使其额定电流能够满足当地居民同时用电时的最大电流，同时要避免浪费。根据线路设计的影响因素对其进行规划，有助于电网设备的稳定运行。
2）制定合理的施工方案
要求电力施工人员认真检查电路施工图纸、线路以及现场环境等，并以此来制定施工方案。配电网电力工程的安装过程和维修过程都要降低停电现象，时刻以满足客户需求为核心进行施工。
3）采用先进的技术进行定期维护
配电网运行过程中，线路检修十分必要。包括对施工线路的维护和保养，对线路规格的控制和选择等。企业应提高安装的先进水平，选择先进的设备和技术，以确保施工顺利。从而提高施工的质量和安全系数，能够确保对施工过程中的故障进行自动处理。
4）妥善处理施工环境
由于配电网施工要避开闹市区，因此其所处地域的环境通常较差。这对配电网施工具有极大的影响，因此妥善处理施工环境十分必要。其中包括以下几个方面：
①防备人为破坏：配电网的杆塔的位置应选择在远离主干道位置，并且在杆塔区域设置必要的防护措施，如安置警示牌或涂上反光漆等措施，防止机车等对杆塔造成伤害。
②防雷措施：10kV配电网络多数架设在较为空旷地带，因此雷击对线路的安全运行影响较大，因此要求电力企业做好配电网施工的防雷处理。如采用安装好避雷器或支柱式的绝缘子等，完成电网的地线铺设。总之，要做好电网的防雷工作，以免雷电天气造成线路短路，影响设备的正常运行，给客户带来不便。对于经过城区和经过树木茂密地带的线路，先进行适当的处理再进行线路架设，以免发生雷击事故，确保电网安全，毕竟电网安全问题是配电网技术的核心。
③维护和保养线路施工设备。对于电力施工来说，污染严重的工业区和农业区都会对其安全系数造成影响。因此，电力企业必须事先做好防腐措施，对线路经过的绝缘导线进行防腐处理、使用防污能力好的绝缘子。当然，还要对设备进行定期的日常维护和保养。
2数字电子技术在网络中的重要程度
随着经济水平的不断发展，随着网络技术的不断发展，人们与网络之间的联系也愈加紧密，数字网络技术的产生和发展，可以说极大地推动了网络的发展，也提升了网络与用户之间的关系。
2.1数字电子技术可以使信号处理更加方便
数字信号是运用数字电子技术的载体来实现的，与其他信号相比，数字信号具有很多优势，它能够抵制其他干扰性的信号，信号的传输没有其他杂音出现，还能通过一些手段实现信号的加密处理，同时数字信号不容易丢失，在传输的过程中可以实现存储，数字电子技术产生的数字信号，还可以使的数字信号的接收装置变得更加细小，甚至可以仅仅通过一个比手指甲盖还小的装置就可以实现数字信号的存储和转换。二进制代码是数字通信和计算机网络共同采用的代码，这种一致性使得计算机和数字信号能够很顺利地进行联网。
2.2数字电子技术推动了集成电路的形成
随着数字电子技术在网络中的不断应用，数字信号应运而生。与传统信号相比，数字信号的安全性能更加强大，外界信号对数字信号的扰动能力较差，在数字信号的传输过程中，可以有效地保障数字信号的质量，还能实现超长距离的信号传输。另外由于数字电子技术的应用和发展，数字信号在传输的过程中，为了强化其安全性，还可以通过加密的方式来保障数字信号的安全性能。数字电子技术在网络中的应用，还可以推动集成电路的形成，使信号的传输和存贮、转换更加微型化。
3数字电子技术在网络中的应用
数字信号的产生和应用，可以看成是数字电子技术在网络中应用的起源。数字信号超强的信息处理能力和传输能力，也在一定程度上推动了网络的发展。
3.1数字电子技术可以使网络中的信号数字化
信号的数字化需要进行抽样、量化和编码等关键步骤。信号的抽样就是指将以前连续的模拟信号进行分离处理，然后通过随机选择的方式，通常是遵循一定的时间规律来将抽取出来的信号进行序列化处理，进而代替原先连续的模拟信号。信号的量化是指将数字信号中幅度相似的值来取代原先连续性的模拟信号，与信号的抽样相比，信号的量化也是将连续性的模拟信号进行分离处理。信号的编码，是将模拟信号数字化的最后一个环节，信号的编码是建立在信号的抽样和量化的基础上，将量化后的模拟信号通过编码步骤，进而转换成二进制的数字信号。将模拟信号转换成数字信号，是数字电子技术在网络中的关键应用，极大的提升了网络信息的传输速度，也扩张了网络信息的传输途径，推动了网络的发展与应用。
3.2网络应用数字电子技术可以实现信号处理的能力
数字电子技术在网络中的应用，可以加大网络对信息的处理能力。网络借助数字电子技术可以有效的对数字信号的处理。将模拟信号进行编码处理后，将会变成离散的数字信号，数字信号具有传输快，受干扰性较低，信号失真少等特点，而且经过转换后的数字信号，在传输过程中还具有一定的安全性能，有助于网络对这些数字信号的处理能力，同时也加快了信号的传输效率，提升网络的运行速度，网络的运行速度提高了，不仅加快了网络的发展，也紧密了网络与用户之间的关系。
3.3数字电子技术有助于对网络信息的高效处理和传输
数字电子技术在网络中的应用，能够加速网络信息的处理能力和传输效率，网络信息在处理的过程中，应用数字电子技术能够加大信息的处理，实现对数字信息的规模化、集成化、快速化的处理。在信息传输过程中，应用数字电子技术可以提升信息传输的效率，数字信号具有抗干扰性和传输快等特征，特别是运用数字电子技术将模拟信号转换成数字信号后，更加有助于信号的传输。在信号检索方面，数字电子技术将模拟信号转换成数字信号后，一旦将信息处理完毕，还可以再次通过信号转换，从而实现将数字信号转换成模拟信号。信息通过数字信号的方式，或者信息运用数字信号的媒介，可以提升信息传输效率，还能有助于数字通信的发展。
1.1中压部分
由于特殊的地理环境，目前古蔺县超过50km公用投运线路共有6条，分别是古德一线、龙金线、走象线、大石线、香黄线和双屯线，线路多为主供山区负荷。其中大石线和香黄线线径较细，且改造难度大，线路过长为造成线路电压低，损耗较大的主要原因。
1.2农村低压
由于山区农村负荷相对较小且极度分散，配电变压器容量一般以50kVA居多，居民家庭电器较少，用电无功损耗不大，造成线路损耗大的原因为电源点不足、线径过细和线路过长。同时山区农村用气取暖不便，因此电能成为居民取暖的主要手段，随着年底外出务工人员的大量返乡，山区气温降低，取暖用电激增，负荷将出现短时高峰，变压器烧毁现象普遍。本次选择大石线和香黄线的30个具有代表性“低电压”问题的农村台区进行综合治理。
2解决思路
针对上文分析，分别对中压部分、农村低压和乡镇低压分别提出针对性的解决思路。
3项目实施内容
由于资金的限制，在这个项目中仅对两条线路进行。把实施工作分为对配电台区和中压线路两部分开展。
3.1配电台区及低压线路
配电台区及低压线路分两种情况考虑，一种是在乡镇的情况，这类台区低压线路供电半径基本符合要求，单台配电变压器容量在200kVA左右，这些区域影响因素一方面是配电变压器的损耗，另一方面是功率因数较低导致损耗。而另一种情况，是乡村较边远的区域，低压线路较长，个别线路超过2000m，不仅仅末端电压较低，而且线路损耗非常大。对于配电变压器，主要针对现有老旧的S7和S9变压器更换为高过载变压器和有载调容变压器，按照超过200kVA（含200kVA，主要集中分别在乡镇）以上容量更换有载调容变压器，低于200kVA更换为高过载变压器的方式。本项目一共更换35台50kVA的高过载变压器和10台200kVA有载调容变压器。对部分农村线路，加装低压线路调压器60台，单台功率20kW。对更换为调容变压器的十个台区，都加装低压侧无功补偿，单台容量60kvar。
3.2中压线路
选择古德一线和走象线加装中压线路调节器，由于这两条10kV线路长度均超过80km，而且线路的配电变压器总容量也较大，均在17MVA以上。10kV线路调压器主要由自耦调压器、断路器、隔离开关等组成，是将有载调压的自耦变压器串接至10kV线路中，通过自动有载调压来保证电压的稳定，解决“低电压”的问题。根据古蔺县实际情况，配置户外10kV电压互感器，该电压互感器具有两个绕组，一个绕组额定输出100V，精度0.5级，用于自耦变压器一次侧电压采样；另一绕组额定输出220V，精度3级，容量800VA，用于做供电电源。为自耦变压器配置内部电压互感器，用于自耦变压器二次侧电压的取样；对于双电源供电的线路，断路器内部保护电流互感器用于电流取样，以便控制器判断当前送电方向，实现双向调压。
国内电网的发展经历了数十年的建设，有了长远的发展，在自动化程度上有了飞速的建设，已经逐步的完善，但是由于技术发展的不平衡性，加上国内电网的复杂性，在客观上造成了电力通信难的问题，而目前国内用的较多的是星型结构和树形结构。这样的结构对电网的通信的可靠性都会造成不小的影响，一旦发生接地故障等，对供电抢修、运维人员的操作都会造成影响，也不利于资源的合理调配。许多通讯设备长期运行后，将进入设备护理期、修复期，甚至衰老期，所以需要照顾、修理或更换。此外，网络传输设备许多电力通信网中心站和可靠性的结构仍然存在着许多问题，需要在今后的技术改造中不断的完善，以达到电网通讯的通畅和快捷。
1.2电力通信网络的结构管理复杂
电力通信网运行管理一般分为一级通信网络，两个网络和三级通信网络，电源结构、规划线更复杂。随着变电站面积继续增加，在变电站新设备节点被串成的环形网络的拓扑结构，优化不足，越来越复杂。不少电力通信业务需要跨环甚至是跨多环进行传输，导致无法满足传输时的要求，当调度中心下达指令的时候，由于各个节点的增加，无法及时传达到每个节点，包括倒闸操作的时候，在控制室下达操作指令的时候无法及时地进行远程操作，造成延时等问题。
1.3电力通信网络的传输质量差
常见的电力通信网线屏蔽层质量很差，无法防止共模的干扰；单股铜线电缆的电力通信网络，比较容易产生干扰中断；电缆电线尺寸太小，减少网络传输的距离和减少悬挂装置；造成了距离长，传输质量很差。在大型变电站里，通常电缆沟有数百米的距离，从主控制出来的控制电缆控制着各个断路器和隔离开关的操作，一旦传输出现问题，就会对日常的操作造成影响。
1.4电力通信网网络管理不严谨、标准不一致
目前，对电力通信的用户界面输入的模拟信号接口的使用，不能传输信息的多样化和界面调整，也造成了很大困难。电力企业不断地进行技术革新，对变电站内部通信技术进行升级和改造，这些新技术的发展日新月异，企业如果不遵循相关技术措施，及时制定相应的规则和标准，规范用户的行为，可能出现鱼目混珠的现象，为网络监督埋下隐患。2.5地域发展不均衡由于各地区经济发展水平不一致，地域之间的差异和分化也越来越严重。在东部沿海等较发达的地方，数字化、光纤化的应用，为社会提供了有效的通信服务。但同时，在中部和西部地区的调度电话，许多地方连最基本的都没有完全解决。东西部之间或某些邻近地区之间的差距，造成电力通信网络不能使用接口设备一致，区划调整成本增加。
2电网通信自动化的发展
目前电网中通过利用现代电子技术、通信、计算机及网络技术与电力设备相结合、工作管理有机结合的网格监控、保护，在正常和事故条件下，供电部门一起测量和控制，改善和提高供电质量，为了与客户建立更密切的关系，电网自动化是一个综合性很高的系统性工程，其主要功能依靠通信技术得以实现，所以电网通信技术的发展显得尤为重要。
2.1电网通信关键技术
关键的通信网络建设的各种成熟的技术和电网公司的企业信息网络工程已经建立起来，特别充分利用网格运算，结合统一通信技术的优势，采用电力通信网络平台，将电网公司的数据网络的语音网络和视频网络，集成在一起，采用一个统一通信平台，该统一通信技术和实际需求紧密地联系在一起，在一个系统的基础上提出的子系统，即移动多媒体调度子系统应急指挥系统，就可以将日常的操作和电力的运行联系起来，采用移动操作系统和电力营销子系统及通信相结合的核心的网格通信组件，外层的通讯和电网系统的一部分。融合固定电话系统，语音信箱，传真系统，视频会议系统，信息系统，实现多业务系统的集成，通过对各业务单点登录系统的通信，应急统一、统一消息、语音、视频、统一的邮件列表。
2.2电网通信技术平台的应用及展望
目前，在电力系统通信，还有光纤通信的高带宽和高可靠性的特点，如高传输速率，但对灾害应急配电网络自动化办公智能化的需求，目前的电网，随着快速部署的特点的网络通信不受限制，在通信电源，因此在应用系统的地面，网络通信可以成为电力系统通信的重要辅助手段，为电力系统构建综合通信网提供非常重要的一个部分。
1.2对传统电网的智能化改造需要信息技术智能电网发展本质就是新型能源的大量接入以及大量智能化设备的应用。在对传统电网的智能化改造中，信息技术发挥着重要的推动作用，智能电网、物联网、三网融合、数字家庭、智慧城市等概念，无一不与电力通信有着密切关系。传统的高频通信、电力载波通信已经逐渐被电力光纤通信所替代，电力通信向着数据实时性更高、网络更加稳定、体系更加完善的方向发展，电网数据将为更多领域提供支撑作用，形成规模效益。
1.3智能电网各项业务需要发展信息技术在智能电网发展中，包括电力生产部门、调度通信部门、行政部门、信息部门、电力营销部门在内的各个业务应用部门，都是由各类信息技术构架的电力信息通信网来进行信息传输，以光缆为代表的智能电网数据传输方式，经过PDH/SDH同步数字序列和同步技术，经过数据包交换后上送网络，最终进入应用业务层，为继电保护自动化系统、视频监控、行政电话、电网管理业务、电力ERP系统、电力营销自动化、远程抄表、负荷控制等业务服务。
2电力信息和通信技术推动智能电网建设
2.1电力一次网与通信网的两网融合电力一次网与通信网密不可分，随着智能电网推进，电力一次设备也在逐步智能化，大量智能断路器、智能开关等一次设备投入使用，数字化变电站的蓬勃发展，在简化了电力二次接线的同时，也使得变电站对通信系统的依赖性更加增强。大量的合并单元和级联装置的使用，以及IEC61850标准的推行，使得数字化变电站的信息化、自动化程度进一步增强，市场信息、电网信息、用户信息、网络通信在通信系统中传递，电网设备的数据获取、继电保护、电网控制业务都需要通信网络的支撑，进一步促进了电力一次网与通信网的两网融合。
2.2电网相关的增值业务随着各种特种光电复合缆技术的发展，电力光纤到户已经具备了一定的技术基础，智能电网下的光纤技术与电力线路相结合，有利于促进电力的业务网与信息网融合，实现资源共享与优势互补。一旦实现电力光纤到户，电信网、广播电视网、互联网能够融合发展，为电网提供多种增值服务，构建更加开放和共享的信息交互平台。通过电力光纤技术，实现智能电网与用户的实时双向互动，为用户的精细化用电、智能小区发展、阶梯电价定价、智能充电桩提供信息平台数据库，并可以更好的实现电力营销、电费征缴、用电信息通知、商业信息推广等、用电安全知识等服务，实现电网业务与电信、交通、物流、金融等信息的全面融合，以及“电力流、信息流、业务流”的互动。
2.3电力信息和通信技术在智能电网建设中的具体应用
2.3.1发电领域在发电领域，智能电网的重要特征就是新能源的接入和消纳，清洁能源接入电网后，必然对电网的电能质量、潮流计算、谐波成分等运行特性产生影响，必须要通过电力通信技术实现信息的采集和传输，实时传送遥测、遥控、遥调、遥信等信号。此外，新能源并网后，与传统电网的协同工作需要电力通信提供支撑作用，实现两网的无缝对接，新能源电站的继电保护和安全自动装置、调度自动化系统等关键电网安全管理业务必须具备两条相互独立的通信信道，以提高信息传送的安全性，同时有效的平抑并网波动，为新能源接入后电网的监测、运行、控制提供高速、稳定、可靠的通信平台。
2.3.2输电领域智能电网以特高压为骨干网架、交直流混联、各级电网协调发展，为了确保电能大容量、远距离、低损耗的电能传送，我国提出西电东送、建设“三华”同步电网等战略规划，我国的特高压交直流输电获得了大规模发展，特高压再造中国能源大动脉，我国已经成为世界上特高压输电电压等级最高的国家。在特高压输电的发展过程中，大量的新设备和新元件投入使用，电网的控制特性更加复杂，以电力电子元器件为例，为了提升特高压直流输电的灵活性，大量的晶闸管、无功控制、补偿器等元件投入使用，这些元件的接入环境更加复杂多变，对电网通信环境提出了更高的要求，高速发展的计算机和网络通信技术成为电网发展的关键技术，通过建立双向、实时、高速的通信系统，为智能电网发展提供更为广阔的发展空间。
2.3.3变电领域在变电领域，智能电网的特征集中体现在数字化变电站的建设，随着对传统电网的改造不断深入，我国新建的220kV及以上变电站均为数字化变电站，而数字化变电站的三个关键特征就是数字化一次设备、数字化二次设备和统一的IEC61850规约通讯平台，通过信息和通信技术实现对变电站的电气设备状态分析、电网调度管理、电能质量控制、精细用电管理。在数字化变电站中，所有的一次设备和二次设备之间的信息交互都通过通信网络来完成，以光纤通信取代了复杂的二次电缆接线，提升了信号传输效率，减少了二次接线工作量；通过合并单元和级联设备实现信号的高速传送，减少了通信误码率，并具有良好的抗干扰性能，稳定可靠的通信传输为数字化变电站的发展打下了坚实基础。此外，统一的IEC61850通信平台解决了电力设备间通信规约不一致、设备兼容性差等问题，实现了设备间统一的信息模型和通讯接口，提高了设备的互操作性。
2.3.4配电领域在配电领域，国家电网公司将投入大量资金用于配电网的升级和改造。智能配电网发展对通信技术的可靠性、可扩展性等都有着较高要求，由于配电网运行环境较为恶劣，运行设备和通信信道相对老旧，且电力通信网的组网方案相对缺乏，还面对规划不统一、信道不稳定、标准不规范等问题，通信环节已经成为智能配电网发展的瓶颈。目前采取多种通信技术相结合的方式来实现智能配电网的通信，通过光纤传输来实现配电网关键数据的传输，结合载波通信实现调度电话、远动信息、配电自动化、调度继电保护信息等。
2.3.5用电领域在用电领域，由于用电环节直接接入客户端，与用户用电舒适度密切相关，通信技术的使用主要体现在智能用电信息采集和智能小区用电等方面。根据国家电网公司发展规划，要实现电力客户用电信息采集的“全覆盖、全采集、全费控”，结合最新的计算机技术、智能量测技术、高速通信技术，实现用电环节的智能化。智能用电采集系统使用智能电能表完成对用电信息的实时采集与更新，结合高速通信技术上送电网企业，为阶梯电价制定、营销策略选择提供支撑，提升电网企业的线损分析水平，方便电网的电费统计、税费征缴、与电力用户的双向互动。智能小区是未来智能电网发展的趋势之一，智能小区支持新能源接入、电动汽车充电，还能够实现电力用户与电网的双向互动，参与电力营销策略制定，电力用户还能够主动参与电能的使用，根据浮动电价来自主选择削峰降耗，实现“分时电价、阶梯电价、全面预付费”的构想。
1.1智能电网通信技术
实现智能电网的前提条件是实现通信技术的智能化，进一步实现各种不同信息相互之间的联系，通过这样的一个智能化通信系统可以建立一个高度的智能电网。也就是说集成度高、灵敏性好，双向快速反应的通信系统是智能电网实现的基础，缺少这样的通信系统的支持，也就无从谈起电网的智能化。因此要建设智能电网，我们首先就必须的建立这样的通信系统。
1.2参数量测技术
在智能电网基本的组成部件中参数量测技术显得尤为重要，智能电网中的各项数据信息可以通过先进的参数量测技术获得，这些信息可以在智能电网的各方面使用。智能电网中使用的是智能固态表计，智能固态表计的好处与作用是可以使电力公司与用户进行很好的双向通信技术，提高包括功率因数、相位关系（WAMS）、电能质量、表计损坏、设备状况和故障的定位、线路负荷、变压器和关键元件停电确认、电能消费、预测和温度等数据。
1.3高级的电力电子设备
目前的电能损耗比较严重，其中电力电子设备的使用是其中原因之一，落后的电力电子设备会损耗相当多的电能。而要提高电能的有效利用率的措施之一便是对电力电子设备的改善。高级、先进的电力电子设备可以为用户提供高质量的电能，提高电能的利用率，能满足各种不同的电力需求。高级、先进的电力电子设备设备技术，可以极大地提高输配电系统的性能，提高功率密度和电力生产的效率。高级的电力电子设备有着重要的作用在发电和输电以及配电、用电的过程中。
1.4先进的电力电子技术
有关研究显示先进的电力电子技术的节能效果可达10%～40%，对电能的控制和变换不在采取传统的方法，而是采取更先进的电力电子器件进行变换和控制。电力电子技术的不断发展，为电能的控制和变换提供了硬件条件。目前对电力系统运行要求的不断提高，导致电力电子技术大范围的应用于电力系统发、输、配、用等各个环节。当前电力电子市场上出现了SVC为基础的柔流输电技术；高压变频电气传动技术；新型超高压输电技术；智能开关同步开断技术和静止无功发生器、动态电压恢复器的电力技术等。
二、智能电网的展望
2配电网自动化技术存在的问题
2.1配电自动化系统中控制端主站功能不匹配在现阶段，配电网还处于试运行阶段，可想而知，就会遇到很多问题。就像在控制端主站功能是不能和各种系统相完善和匹配。在配电网自动化系统和设备不是很完善的时候，同时还有技术也不是很先进，在设计理念上不能很好的进行满足自动化系统中的控制主站的使用过程中，不能因时而异，就会出现过于追求新的设备等问题的出现，这样就会出现新老设备的交替使用问题，就会忽略最为重要的问题，基础设施建设不够玩呗，同时系统之间的满足程度上也不能很好的配合，就不能保证一个系统的整体，这样就很难发挥系统的整体效果。这样还有可能遇到不匹配的问题，这样控制端和主站之间的通信通道不能畅通无阻，这样就会无法发挥系统自动化的作用。
2.2配电自动化系统中存在信息孤岛现象在目前阶段，我们国家的配电自动化还是处于一个初级阶段，可以想象里面出现的问题还是很多的，就像是信息孤岛现象的存在。所谓信息孤岛现象就是只得是在计算机不能实时监控的情况下，信息上传的问题不能进行准确的进行上传，将信息不能实时的分析，这样在出现问题的时候就不能很好的解决了，这就是信息孤岛现象。这样由于配电网自动化系统的可靠性不是这样高，就会造成资源的浪费，这样在投资很大的情况下，不能得到很好的回报，这样在加上自动化系统中的计算机的利用不是很合理，就会出现各种各样不能在一个平台上进行工作，就会出现了各种各样的问题，不能有明确的规范准则，这样在设计方向上很难有一个确定的方向，这样就会阻止了配电网自动化系统的发展。
3配电系统自动化技术的要求
3.1实时监测和控制在配电系统的自动化技术方面，对于实时监测有着相关要求，要求在检测末端能够实时了解到各线路的电压、运输功率等数据，这就要求，自动化系统能够自主的对各母线的线路不同路段进行监控，掌握相关的数据需求，及时获知用户的电路运行状况和电表计的信息值，从而能够根据数据进行判断，技术对有故障的部分进行修复，从而使配电网准确无误的运行，维护用户及工作人员的安全。
3.2故障控制在配电网的运行过程中，极有可能会发生这样或是那样的故障，因此，故障控制系统必不可失。一旦配电系统发生故障，经过故障控制系统的控制，会将故障设备以及故障所涉及的用户区降到最少，使非故障区的用户能够尽快恢复用电，从而将电网损失降到最低，将用户损失降到最低。在电力系统中发生瞬间故障时，故障保护系统会利用继电保护和自动合闸等保护措施，及时的对故障区进行保护，从而以最快的速度消除故障并且恢复用户区供电。而对于永久性的线路故障，故障防护系统会自动将出现故障的母线换接到没有故障的其他线路当中，从而尽快将线路故障区的用电恢复，并且将设备损伤降到最小，如此，也为工作人员赢得了设备抢修的时间，最大限度的降低了安全问题的产生几率。
