概述
配电网领域是整个电力系统与分散用户直接相连的部分。通常，110kV及以下电力网络属于配电网络，其中35kV及以上属于高压配电网；10kV及以上属于中压配电网；380/220V属于低压配电网。
配网自动化的功能应包括配电网络的监控与数据采集（SCADA），馈线自动化（FA、即故障定位、隔离、非故障区段的供电恢复）、负荷管理、地理信息系统、配电应用分析等。
传统的配电系统仅实现单向功能，即将电力输送给终端用户，然而未来的配电系统将实现系统和用户之间的电力和信息的双向交换。高级配电自动化（ADA）有别于传统的配电自动化。传统的配电自动化主要关注基本配电电路开关的自动控制功能，高级配电自动化室关于所有可控设备和功能的完全自动控制，以改进系统的控制和运行。高级配电自动化中各种组件是可以实现互操作的，通过通信和控制手段来运行系统。
ADA包含高级配电运行自动化（DOA）和高级配电管理自动化（DMA）两方面的技术内容。高级DOA完成配电网安全监控与数据采集（SCADA）、馈线自动化（FA）、电压无功控制、DER调度等实时应用功能；高级DMA以地理图形为背景信息，实现配电设备空间与属性数据以及网络拓扑数据的录入、编辑、查询与统计管理。
高级配电自动化具有以下特征：
①新的系统配置：比如环形馈线、微网和双向电力潮流
②新的运作能力，比如只能分区和重配置，紧急响应和综合电压及无功管理
③智能电子设备（IEDS），信息技术和其他配电新技术的应用。
技术原理
（1）IP通信网络：
通信网络对整个ADA系统的性能与可靠性有着决定性的影响。高级DOA（高级配电运行自动化）系统根据其实现的功能与技术要求应应用IP通信技术。目前，多数供电企业已经建立了覆盖控制中心、变电站、配电站等中心节点的光纤数据网，可作为DOA系统的骨干IP传输网。配电网中的环网设备、DER设备、配电站、变电站等站点的通信，宜采用光纤技术，构成局域通信网，再通过网络交换设备接入骨干网。对于个别光纤难以到达的站点可采用无线分组业务（GPRS）、无线（如ZigBee技术）、电力载波等技术接入。
IP通信方式不同于传统DA采用点对点或点对多点通信方式，解决了终端只能与主站或配电子站通信而存在的问题。
（2）配电网测控体系：
根据DOA系统完成的功能，从逻辑上可把高级DOA系统分成配电网广域测控系统和ADA应用软件（包括终端、DIC的应用软件）两个层次上的内容。
配电广域测控体系，简称配网测控体系（DMACI），包括IP通信网络与主站、现场终端中的数据采集、数据管理、通信等技术内容，可为主站、DIC与终端中的ADA应用软件提供配电网运行数据采集、数据传输与管理服务。
DMACI支持常规SCADA的所有功能，除此之外，还具有以下特点
①支持分布式智能关于控制，包括支持DIC的应用、终端间对等实时数据交换、事件信息与控制命令的快速传输等。
②支持同步相量测量，用于完成环网合环电流计算、广域保护、故障定位、电压控制等功能。
③支持配电设备在线监测，能够记录、传输故障与电能质量扰动数据。
④具有良好的开放性，支持终端设备与应用软件的“即插即用”。扩展用于变电站自动化的IEC61850标准，使其覆盖DER（分布式电源）、DFACTS（柔性交流配电）装置等配电设备。
⑤具有网络与系统管理功能，能够收集网络管理信息，向网络管理工作站报告网络与终端设备的错误信息。
⑥能够提供安全访问控制，使系统免受非法访问与恶意攻击的损害。
（3）新型传感与测量技术：
研发新型的传感与测量器件，如小型电压与电流传感器、电子式互感器、光学互感器等。此外。需要开发新型气体、温度、局部放电等传感器件，满足配电设备在线监测的应用。
（4）故障定位技术：
配网接入大量的DER（分布式电源）、DFACTS（柔性交流配电）设备，是故障电流不再是由系统侧单向流入故障点，其分布规律与传统配电网有很大不同。可比较故障电流的方向来检测故障去点，故障电流方向通过比较电压和电流相位检测；另一个方案是比较故障电流的相位判断故障区段。相位法不需要测量电压，但需解决采样时间的同步问题。此外，DFACTS设备的大量应用也会影响故障电流波形、频率及其分布，需加以解决。
对于中性点非有效接地系统的单相接地（小电流接地系统）故障，目前的故障定位方法有利用故障暂态信号的方法、中性点投入电阻法与注入信号寻迹法。对于电阻法与信号注入法，在SDG（智能配电网）中也会遇到与上述短路故障检测类似的问题；而对于暂态发来说，可通过比较故障点两侧暂态零序电流波形的极性或相似性实现定位。
（5）快速仿真与模拟技术：
提供实时计算工具，分析预测配电网运行状态变化趋势，对配电网操作进行仿真并进行风险评估，并向运行人员推荐调度决策方案。
D-FSM是保证SDG（智能配电网）安全可靠、高效优化运行的重要手段。配电网节点众多、网络复杂，三相负荷不平衡现象严重、数据不健全，使其对其进行的计算不同于输电网，考虑DER（分布式电源）、DFACTS（柔性交流配电）设备的大量应用，更使其难度与复杂程度增加。
（6）企业集成总线：
企业信息集成总线（UIB）的核心技术包括以下几个方面内容。
①公用数据模型
IEC61970标准规定了用于EMS应用程序接口（API）的公用信息模型（CIM）。IEC61968扩展了CIM，在其面向配电网应用中增加了资产管理、工作管理、规划管理、配电网管理、GIS（地理信息系统）、停电管理等信息模型。目前的研究工作，一方面是扩展CIM，使其覆盖DER等新应用；另一方面，研究CIM与IEC61850中变电自动化数据模型的统一与协调。
②中间件技术
利用中间件将应用软件封装为可以在异构平台上运行的组件，实现其在UIB上的共享。以前的UIB的中间件一般都使用公共对象请求代理体系结构（CORBA），其优点是实时性好，不足之处是复杂、成本较高。近年来出现的企业服务总线（ESB）技术，是传统中间件与XML（可扩展标记语言）、Web服务等技术结合的产物，易于实现，可靠性高。
目前，供电企业普遍存在“自动化孤岛”现象。解决该问题的办法是采用IEC61970/61968标准，构建供电企业信息集成“软总线”，实现不同的自动化系统的信息共享与交换。
国内发展和应用现状
国内最早的配电自动化终端装置一般都依赖进口设备，但是，随着国内自动化技术水平的提高"配电自动化的关键设备由依赖进口逐步转向相信国产设备，配电终端已有了国产的入网许可产品"其功能与性能价格比更有利于各供电部门选用。
1功能的进展
配电终端经历了监控功能的配电远动装置——具有故障诊断功能的集中式配电终端装置——具有面保护功能的分布式配电终端装置几个发展阶段。
我国在20世纪90年代初期，部分电力自动化企业根据配电网监控的要求，开始研制监控功能的配电远动装置，术从R TU移植过来，具有三遥功能，但是不具有馈线自动化功能。
在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，全网的配电自动化的实现由通过重合器时序整定配合的方式逐步过渡到通过FTU（馈线自动化终端）进行故障检测结合通信技术进行故障隔离和非故障区域恢复供电。部分电力自动化企业开始研制具有故障诊断和处理功能的配电终端，以满足集中式处理的馈线自动化功能。
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，部分电力自动化企业相继推出具有面保护功能的分布式配电终端装置。当然，面保护方式对通信的可靠性和通信速率提出了更高的要求。
2通信方式的进展
配电终端FTU经历了串行通信系统——网络型系统的发展阶段。
配电终端的通信方式在很长一段时间是以串行通信方式进行的，通过配电终端的串口与各种不同类型的Modem接口进行信息传输。2001 年，东方电子推出了基于光纤以太网通信的配电终端装置，使得配电终端进入了网络型系统的时代。
配电终端采用光纤以太网通信，使配电自动化系统的通信速度大幅度提高，配电自动化功能的进一步分散、分布，设备之间可以相互冗余配置，信息路由简单易行，通信组网灵活方便，可以实现多个配电终端对等通信，为面保护方式提供较好的通信条件。
3嵌入式软件的进展
配电终端FTU经历了中断加循环的软件结构模式——基于嵌入式实时操作系统软件结构的发展阶段。
早期的配电终端由于受CPU及存储器容量和处理速度的限制，嵌入式软件只能以常规的中断加循环的模式来处理，随着32位CPU及ARM芯片的大量使用，使得嵌入式实时操作系统软件得以应用，这就大大提高了配电终端软件的可靠性和可重用性以及实时响应能力。
国外发展和应用现状
西方发达国家于20世纪80年代末开始应用配电自动化技术。自20世纪90年代以来，欧洲一些国家先后开放电力市场。目前，为了降低运营成本，提高供电可靠性和供电质量，争取更多的用户，各供电企业正在积极开展配电自动化工作。
日本在20世纪70年代就开始进行高电压大容量的配电方式，以解决大城市的配电问题，并着手开发依靠配电设备及继电保护进行配电网络自动化运行的方法。从20世纪80年代至今日本已完成了计算机系统与配电设备配合的配电自动化系统，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月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。随着配电自动化的深入实施，日本1996年至1997年度平均每户停电0.1次，每次平均8分钟，可靠性居全国之首。
供应商信息
武汉市欣通电气有限公司
海盐普博电机有限公司
深圳市思利敏电力自动化有限公司
瑞士ABB公司
经典案例
1 配电网结构
在20 世纪70 年代中期，关西电力公司开始在自己的配电系统中引入时序重合闸系统，并安装柱上真空开关，以减少停电持续时间。时序重合闸系统的主要部件是带远程终端装置（R T U ）的自动分段开关，能够把出现故障的一段从配电网中隔离出来，客户能够在最短的时间内，通过变电站的自动重合闸装置连接到配电网的健全段上继续用电，并闭锁故障段的每一个开关（见图2）。
重合闸系统初步提高了关西电力公司配电系统的供电可靠性，把系统平均停电持续时间指标（SAIDI）从60 min 减少到5 min（见图3）
关西电力公司配电网架，从总体上可分为两大部分。一部分是架空配电线路，另一部分是地下电缆。架空配电线路部分呈辐射状结构，主干线与邻近主干线之间，用通常断开的手动开关连接。架空配电线路电压等级是6.6 kV，连接方式是三相三线不接地连接方式，以后升压到22 kV 或33 kV，20 世纪80 年代中期完成用绝缘导线替代架空裸导线的工程，避免了因树木造成的停电事故，在一定程度上保证了配电线路的安全。
地下电缆安装在地下管道里，并要求便于电缆快速检修和恢复送电。因此管道沿途装有多路切换开关，便于互相切换电源，尽量减少停电区域。电缆选择防水性能好的XLPE（交联聚乙烯）绝缘电缆。这种电缆的绝缘层由3 种不同的绝缘层一次模压成型，比独立绝缘层结构防水性能要强得多。
关西电力公司的供电区域是雷电多发区，雷击是停电事故的主要原因之一。为此，他们根据雷电袭击的频率，在供电设备或线路上安装先进的避雷器和保护线。
为避免用户的电器设备直接连于配电网，防止用户设备故障演变为配电系统的故障，关西电力公司在客户设备附近安装柱上空气开关，这种开关具有接地故障保护装置，一旦用户设备发生接地故障，立即切断与配电系统的连接。为使用户设备的故障率降到最低点，公司还开展用户设备咨询服务业务。
2 初级配电自动化系统
20 世纪90 年代初期，关西电力公司就实现了初级配电自动化。初级配电自动化系统的基本功能是，能够通过监测和控制自动分段开关，远距离操作配电设备，观测配电变电站设备运行状况，自动化系统的执行机构能够自动操作。例如，当配电网某一部分发生故障，配电自动化的执行机构能够自动将负荷转移到不受故障影响的区段。自动化系统的主要组成部分
是，客户服务站的中央处理器（CPU）、变电站的自动控制装置、线路自动控制分段开关和远程终端等。C P U 负责系统的信息监测和遥控执行系统的数据计算。变电站自动控制装置的有关数据和柱上开关的转换数据随时传送到C P U 。
由于配电系统利用率高、操作频繁，初级配电自动化的基本功能不能满足用户的需求，迫切需要扩展功能，特别是当配电系统发生故障时，应能自动恢复送电。在这种情况下，关西电力公司成功引入信息技术，建成低成本、高效率的高级配电自动化系统。
3 高级配电自动化系统
高级配电自动化系统和初级配电自动化系统，在结构上有较大差别。首先，初级配电自动化的中央处理系统是一个专用小型计算机系统；而高级配电自动化的中央处理系统，却是一个分布式数据处理系统。为降低安装成本和使系统小型化，关西电力公司采用的是一般用途的UNIX服务器和Windows NT程序。其次，初级配电自动化系统和商务计算机化系统，即一站式服务系统（OSS），是2 个分别独立的系统，而高级配电自动化系统却与OSS 连接，变成一个整体数据处理系统。这种形式，能够保存数据，用户通过OSS随时进行停电咨询。第三，高级配电自动化系统将内、外用户服务站通过计算机网络进行连接，构成具有开放式结构的分布式数据处理系统。
此外，高级配电自动化系统应用的Windows NT程序容许OSS 系统运行，减少了人机界面程序开发成本。高级配电自动化系统与OSS 连接，必须确保实时处理。如恢复送电数据计算，不能受其他系统数据存取的影响。离线服务器控制一般关系的数据库，信息包括变电站或远程终端的电流、电压和配电系统的有关数据等。离线服务器的数据共享，容易访问，具有扩充能力。高级配电自动化系统功能有4 个重要特点（见图4）。
3.1 多步互换计算
当变电站或配电系统某部分发生故障时，高级配电自动化系统通过多步互换计算功能实现合理选择邻近配电线路和自动恢复送电。在互换计算功能中，容许邻近线路在支持容量不足时进行补偿，通过增加互换的次数来增加平均电流或设备利用率。这样做的结果，势必导致恢复送电的时间延长（见图5 ）。为解决这一问题关西电力公司开发了快速计算方法。这个方法综合了最新开发的图论分析法（GA）与传统人工智能（AI）法的优点。使高级配电自动化系统实现5 步互换计算，且不大于初级配电自动化系统3 步互换的计算时间。即使变电站发生大范围停电事故，完成整个系统的计算时间不会超过1 s。
３.2 与一站式服务系统连接
关西电力公司所有供电服务区内都使用了一站式服务（OSS）系统，可以使电力公司在图形化系统上管理配电系统数据和用户、利用计算机辅助设计程序（CAD ）设计配电系统图和自动记录现场工作数据。当配电自动化系统与O S S 系统连接后，将全部数据统一管理，减少了数据的存储和维护量。O S S 系统将配电系统的数据与用户相联，并把配电自动化系统的有关数据，如停电信息等，自动更新后传递给用户，提高了服务质量。当客户提出咨询时，呼叫操作员可以非常容易地检查出停电发生的区域。
3.3 系统信息传递
关西电力公司的输电系统由高压输电线路、高压变电站和负荷控制站组成。负荷控制站又把高压输电线路分成若干条支线，支线以下再接配电网。这样，在负荷控制站与用户服务站之间，在意外和正常操作情况下，存在一个随时传递系统信息问题。为了解决这个问题，关西电力公司开发出在线连接功能，把配电自动化系统与负荷监督和控制系统连接起来，形成一个完整的输配电信息系统。系统信息自动传递功能把用户与负荷监督和控制系统直接连接起来，使恢复送电（包括变电站和配电线路）的操作程序自动完成，节省了用户与公司之间的信息传递时间，减少了停电的持续时间。
3.4 配电线路升压为33 kV/22 kV 地下配电线路
关西电力公司的配电线路已由6 . 6 k V 升压到33 kV/22 kV，接线方式也变成地下配电线路，在此基础上，关西电力公司计划在地下配电自动化系统和变电站与33 kV/22 kV 的高压用户之间安装自动监督和控制系统，以减少停电的持续时间，并为用户提供更多的服务项目。
4 前景规划
关西电力公司高级配电自动化系统用户服务站，于2000 年4 月在日本神户开始安装试运行，同年9月，又安装了另外2 个用户服务站。在此基础上，计划在2003 年前把剩余的38 个用户服务站安装完毕。高级配电自动化系统提高了整个系统的功能，降低了运行成本。它的主要组成部分是一个具有开放式结构的分布式数据处理系统，这个系统能够与任何类型的计算机系统相连。
关西电力公司计划今后利用高级配电自动化系统增加为用户服务的项目。如供电可靠性指标发布、本地电力新闻、向管理业务处理系统或负荷控制系统的相关部门提出质疑等。另外，把现有信息系统升级，使之成为一个完整的用户需求服务系统。
参考文献
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