配网自动化是运用计算机技术、自动控制技术、电子技术、通信技术及新的高性能的配电设备等技术手段，对配电网进行离线与在线的智能化监控管理，使配电网始终处于安全、可靠、优质、经济、高效的最优运行状态。目的是为了提高供电可靠性和供电质量，缩短事故处理时间，减少停电范围，提高配电系统运行的经济性，降低运行维护费用，提高整个配电系统的管理水平和工作效率，改善为用户服务的水平。
配电系统自动化的主要内容应包括如下内容：
1、调度自动化系统；
2、变电所、配电所自动化系统；
3、馈电线自动化系统（FA）；
4、自动制图（AM）/设备管理（FM）/地理信息系统（GIS）；
5、用电管理自动化系统；
6、配电系统运行管理自动化系统；
7、配电网分析软件系统（DPAS）
配电网调度自动化系统包括：
①配电网数据采集与监控系统（SCADA），SCADA系统应包括数据采集、四遥（遥信、遥测、遥 控、遥调）、状态监视、报警、事件顺序记录、统计计算、制表打印等功能，还应支持无人值班变 电站的接口等。
②配电网电压管理系统。根据配电网的电压、功率因数、电流等参数，自动控制无功补偿电容器的投切、变压器有载分接开关分接头的档位等功能。 ③配电网故障诊断和断电管理系统。根据投诉电话、通信信息，实现故障定位、诊断，并实现故障隔离、负荷转移、现场故障检修、事故报告存档等。
变电所、配电所自动化包括：
①变电所自动化：实施数据采集、监视和控制，与控制中心和调度自动化系统通信。
②配电所自动化：该功能由安装在配电所的RTU对配电所实现数据采集、监视控制，与控制中心和配电调度自动化系统（SCADA）通信。
配电网自动化课程小结
馈线自动化（FA）（SCADA最重要部分）：
①馈线控制及数据检测系统。正常状态下，可实现对各运行电量参数的远方测量、监视和设备状 态的远方控制。
②馈线自动隔离和恢复系统。当馈线发生相间短路故障或单相接地故障时，自动判断馈线故障段， 自动隔离故障段，并恢复非故障段的供电。有两种方式可供选择：一种是采用线路自动重合器和 或分段器，这种自动化系统代表:日本东芝公司的重合器与电压时间型分段器配合模式和美国 Cooper公司的重合器与重合器配合模式；另一种是采用远方通信信道，具有数据采集和远方控制功能的馈线自动化。该系统除了包括一次设备，还应包括远方终端（FTU）、通信信道、电流电压传感器等。
③自动制图（AM）设备管理（FM）地理信息系统（GIS）该功能统称图资系统。图资系统应用 的目的是形成以地理背景为依托的分布概念，以及电网资料分层管理的基础数据库。主要功 能向管理系统提供变电所、线路、变压器、断路器、用户等的地理位置。向用电管理营业系统提 供多种信息，对各用户进行申请报装接电、电费管理、负荷管理等业务的营运工作。为配电系统自动化提供静态背景画面，接受配电系统的实时信息，提供动态配电线路图层，显示故障信 息。该系统可有在线方面的应用，主要是与SCADA系统提供实时信 息的有机结合，改进调度工作质量，提供优质的日常维护服务，正确判断故障位置，及时派员工维修。
国内外配网系统
随着电力工业也在迅速发展,人们对供电可靠性和供电质量的要求也越来越高,馈电自动化作为配电自动化的重要基础,它的相关技术的发展在配电网中有着举足轻重的作用.因此提高馈线自动化(Feeder Automation FA)技术是提高供电可靠性和供电质量的直接有效的技术手段.是配电自动化的重要技术手段.
国外几个发达国家的馈电自动化技术应用概况
为了给用电用户提供更好的服务，日本CEPCO公司推进了馈电自动化的进程，DAS程度越来越高。CEPCO为日本833万个用户提供电能，1999年夏季高峰期的容量达到22280MW。CEPCO采用微机监控大而复杂的配电网的运行状况，使其供电的可靠性与灵敏度尽可能达到最高.馈电自动化采用RTU技术实现远程监控，RTU最大的部分安装在开关柱的顶端.其余部分通过一条专用通信线与主站相连.系统通过微机不仅可以对开关状态的工作情况进行控制,而且可以自动对局部故障的进行监测和判断，并隔离故障。待故障消除后自动恢复健全区域供电。
德国VEW电网总容量4600MW，馈电自动化系统是集监控管理，监控遥测、遥控、遥信为一体的配电自动化。实现对远方设备的监视、控制、协调和分离现场操作、隔离故障和恢复供电。以技术代替了体力劳动，达到高标准的供电质量，并从系统中获得了效益。
国外馈电自动化技术发展趋势
美国，加拿大，德国目前已经普遍采用基于通信网络与计算机系统的FTU技术进行配电，亚洲配电自动化水平较高的国家日本70年代就开始进行高电压大容量的配电模式来解决大城市的配电问题，到了80年代基本上完成了计算机系统与配电设备配合的配电自动化系统的转变。在主要城市的配电网络上投入运行,其中大规模的配电自动化系统可控制约4000个以上的中压开关,中小规模的配电自动化系统也可控制约1500个中压开关。国外的配电自动化系统，正逐步向开放式、一体化和集成化的综合自动化方向发展。目前已经具有相当的规模，并且在提高配电网运行的可靠性和效率，提高供电质量，降低劳动强度，充分利用现有设备的能力，缩短停电时间和减少停电面积等方面，均带来了可观的经济效益和社会效益。
国内馈电自动化发展概述与现状
我国电网分为国调、网调、省调、地调、县调五级调度管理体系。目前，面向220千伏及以上输电网调度的国调、网调、省调已经全面实现了自动化管理，而占总数98.6%针对220千伏及以下电网(简称配网）的地调、县调的数字化建设尚未完成。
20世纪90年代初期, 我国部分电力自动化企业开始研制具有监控功能的配电远动装置，具有遥控、遥测、遥信功能，但是不具有馈线自动化功能。20世纪90年代后期, 随着配电自动化在全国的试点全面启动, 全网的配电自动化由重合器整定配合方式逐步过渡到FTU馈线自动化并结合通信技术进行故障隔离和非故障区域恢复供电。本世纪初期,馈线自动化功能由集中式处理方式向分布式处理方式发展，故障诊断、隔离与恢复的面保护方式成为一种新的技术方向，目前我国采用了断路器和基于FTU的负荷开关,因此线路上故障时就近的断路器会自动跳闸,降低了对变电站出口要求,而且开关不会多次跳合,对系统无冲击,价格也符合中国国情。
国内配电网馈电自动化技术应用状况
2009年3月，国电南瑞中标山东莱州供电公司数字化改造项目。山东莱州辖区覆盖20多台变电站，面临自动化设备的更新换代，随着电网数字化改造进程的逐步深入，变电站需要同时处理数千条信息，原有的设备已经不能满足当下数据处理的需求。因此，迫切需要处理能力更强、计算速度更快、运行更稳定的服务器平台来支持电力自动化系统的安全运行。针对山东莱州供电公司的具体需求，国电南瑞为其提供了采用基于四核英特尔至强处理器7400系列的ON2000配网综合调度自动化系统解决方案。
2010年，国家电网第一批配电自动化系统工程建设试点单位北京市电力公司及杭州、厦门、银川三家供电公司全面完成建设任务并通过公司验收。据统计，上述4个城市的配网实现自动化后，供电可靠性、电压合格率均明显提高；线损率均有所下降，其中银川从10.5%下降到4.8%；平均故障隔离时间从30～96分钟减至5分钟以内。目前，国家电网公司在19个城市开展第二批试点建设。陕西银河电力自动化股份有限公司开发的PFT2-C5W型FTU已广泛应用于陕西宁夏甘肃等地区。
2011年5月，陕西省电力公司330千伏延安变电站智能化第一阶段改造任务完成该项目第一阶段主要完成站控层共用部分以及5个110千伏间隔设备安装并投运，这是目前国内电压等级最高的在运变电站智能化改造工程。该变电站相关间隔保护、计量、测控装置及交直流一体化电源等设备统一采用IEC61850通信网络标准。通讯网络过程层、间隔层和站控层间设备均采用光缆通讯。通过状态监测装置实现开关状态可视化，并为设备状态检修提供数据支持。同时，新增国内最先进的信息一体化平台，实现智能告警以及一键式顺控等高级应用。
