配电自动化在国外经过近40 多年的发展，其技术发展和管理理念都出现了根本性的变化, 高级配电自动化成为新的发展方向。亚洲、美国、欧洲配电自动化系统建设各有特点，随着对供电可靠性要求的不断提高以及分布式电源的大量接入，建设配电自动化系统势在必行。

　　随着对供电可靠性与电网运行效率的要求不断提高，配电自动化(Distribution Automation, DA)正在世界范围内获得了越来越广泛的应用。同时分布式电源大量接入，配电网功率双向流动，传统的仅仅依靠人工调度的“盲管”方式已根本无法适应配电网运行控制与管理的要求，进一步增加了建设DA 系统的紧迫性。

　　DA 技术的发展历程故障隔离自动化阶段

　　20 世纪50 年代初期，英国、日本、美国等国家开始使用时限顺序送电装置自动隔离故障区间、恢复非故障区段的供电，从而减少故障停电范围，加快查找馈线故障地点;而在此以前，配电变电站以及线路开关设备的操作与控制，均采用人工方式。70、80 年代，开始应用电子及自动控制技术，开发出智能化自动重合器、自动分段器及故障指示器，实现故障点自动隔离及非故障线路的恢复供电，称为馈线自动化。这种自动化方式，没有远程实时监控功能，且仅限于局部馈线故障的自动处理。

　　系统监控自动化阶段

　　20 世纪80 年代，随着计算机及通信技术的发展，形成了包括远程监控、故障自动隔离及恢复供电、电压调控、负荷管理等实时功能在内的DA 技术。1988 年美国电气与电子工程师协会(IEEE)编辑出版了DA 教程，标志着DA 技术趋于成熟，已发展成为一项独立的电力自动化技术。这一阶段，称为系统监控自动化阶段。

　　综合自动化阶段

　　20 世纪90 年代开始，地理信息系统(GIS)技术有了很大的发展，开始应用于配电网的管理，形成了离线的自动绘图及设备管理(AM/FM)系统、停电管理系统等，并逐步解决了管理的离线信息与实时监控信息的集成，进入了配电网监控与管理综合自动化阶段。

　　高级自动化阶段

　　随着智能电网的兴起，DA 的功能与技术内容都随之出现革命性的变化， 高级配电自动化(Advanced Distribution Automation，ADA)应运而生，成为DA 发展的新方向。ADA 的概念最早由美国电力科学研究院(EPRI)在其“智能电网体系”(IntelliGrid Architecture)研究报告中提出，其功能与技术的特点主要是满足有源配电网运行监控与管理的需要，充分发挥分布式电源的作用，优化配电网的运行;提供丰富的配电网实时仿真分析和运行控制与管理辅助决策工具，具备包括配电网自愈控制、经济运行、电压无功优化在内的各种高级应用功能;支持在智能终端上完成的基于本地测量信息的就地控制应用和基于相关终端之间对等交换实时数据的分布式智能控制应用，为各种配电网自动化以及保护与控制应用提供统一的支撑平台，优化自动化系统的结构与性能;采用标准的信息交换模型与通信规约，支持自动化设备与系统的即插即用，解决“自动化孤岛”问题，实现软硬件资源的高度共享。

　　亚洲DA 应用情况

　　东亚的一些国家与地区在DA 应用方面是走在世界前列的。中国香港中华电力公司、新加坡与日本的配电网实现了全面的自动化，在韩国、中国台湾、泰国，DA 也有大面积的应用。中国国家电网公司与南方电网公司也都十分重视DA 建设工作。截止到2013 年底，国家电网公司先后有近200 个城市开展了DA 建设工作。下面重点介绍一下中国台湾地区与香港地区以及东京电力公司的DA 应用情况。

　　台湾台电公司

　　台电公司拥有近1 万条中压馈线，分为11.4 kV 架空及地下线路，22.8 kV 地下线路。自动化馈线约占70%。 1995 年台电公司引进日本设备建成了覆盖北南区处两所变电站、35 条馈线的DA 系统。2002 年引进美国设备，完成台中区处32 个主变压器、138 条馈线的DA 系统。之后又采用台湾本地厂商设备陆续建置DA 系统。目前，台电公司已有近70% 的馈线实现了自动化，在提高供电可靠性方面发挥了重要作用，其用户年均停电时间已由20 世纪初的近70min 缩短至不到20min。

　　台电公司DA 系统的构成如图1 所示，变电站前置终端(FRTU)、采集变电站远动终端(PRTU)与架空线路开关和电缆环网开关终端(FTU)的信息，转发至馈线调度控制中心(FDCC)，即DA 主站。通信系统以敷设光纤为主，部分架空配电采用无线通信或租用电信线路方式。 架空线路开关采用负荷开关，具有电动及手动操动机构，可现场或远方操作。电缆环网开关的二路进线采用负荷开关，出线采用能够直接切断出线故障电流的断路器。

　　香港中华电力公司

　　1994 年，香港中华电力公司(China Light&Power，CLP)与当时的港英政府签订电力特许经营权协议，承诺提高供电可靠性，将用户平均停电时间缩短40%。1996 年，CLP 着手DA 系统建设工作，2003 年系统基本建成，安装各类RTU 近1 万套。DA 系统的应用提高了CLP 配电网的运行管理水平，2009 年CLP 的用户年平均停电时间在2.7min 之内，与1994 年的20 多分钟相比，供电可靠性有了极大地改进。

　　CLP 的中压配电网采用11kV 电压等级，绝大部分是电缆网络，其最大的特色采用如图2 所示的闭环运行的网络结构，每一段线路采用金属导引线的电流差动保护，快速切除故障，线路故障不会引起用户停电，具有非常高的供电可靠性。

　　CLP 将安装在配电室(装有环网柜与配电变压器)内的监控终端称为CRTU(Customer RTU)，柱上开关的监控终端称为ORTU(Overhead RTU)，高压变电站内的监控终端称为PRTU(Primary RTU)。PRTU 与配电子站的功能基本相同，共安装120 套，每套PRTU 配备近20 个通信口，每一个通信口都可以设置为与DMS 的前置机(Front End Processor，FEP)通信或与10 个CRTU 通信，通信速率均为9600b/s。

　　PRTU 与CRTU 的通信采用金属双绞线，使用当初为电流差动保护敷设的信号电缆中的剩余线芯，因此节省了大量的通信投资。ORTU 采用一点多址(MAS)无线通信方式。通信规约采用北美地区流行的DNP3.0。

　　主站系统由一个系统控制中心(SCC)、一个备用控制中心(BCC)和三个区域控制室组成，通过企业内部通信网络连接。正常情况下，开关设备由系统控制中心(SCC)控制，紧急情况下，由区域控制室控制。DA 系统与能量管理系统(EMS)、用户投诉及管理系统(TC&OMS)通信，交换变电站和配电网实时监控信息，同时，DA 系统每天与用户服务信息系统(CIS)通信，读取更新的用户信息。系统间通信网络的结构如图3 所示。

　　日本东京电力公司

　　日本东京电力公司(Tokyo Electric Power Co.，TEPCO)的供电可靠性世界领先，用户年平均停电时间只有几分钟，而其DA 系统发挥了重要的作用。TEPCO 中压配电网绝大部分电压等级为6.6 kV，少部分采用22 kV;6.6kV 中压配电网中性点不接地，配备零序电流保护作为单相接地保护。东京中压配电网的典型结构是每条线路有6 个分段，3 个与其他电源的联络开关，如图4 所示。

　　1988 年，TEPCO 开始一期配电网自动化系统的建设，到2001 年覆盖了所有的126 个营业所，通过安装在营业所的计算机系统可以对所有配电线路开关进行监控。

　　TEPCO 实施配电自动化后，在提高供电可靠性、提高线路和变电站容量利用率方面取得了明显的效果。TEPCO 在实施配电自动化以前，为简化操作，在线路故障时，非故障区段负荷全部转给一条相邻的健康线路。这样，健康线路就需要有转带2个线路区段负荷的备用容量，其正常运行时负载率只能设定为75%。而实施配电自动化后，通过主站的遥控操作，2 个非故障区段的负荷由两条相邻的线路转带，则进一步减少了对线路备用容量的要求，正常运行时负载率提高到85% 以上。

　　TEPCO 一期配电自动化系统通信系统以DLC 为主，通信速率很低，RTU 只能向主站传送少量的数据，限制了更高级功能的实现。TEPCO 于2005 开始，在一期配电自动化系统的基础上，建设高级配电自动化系统。高级配电自动化系统使用光纤通信，安装功能丰富的高级RTU(Advanced RTU)。高级RTU 设计有以太网接口，采用TCP/IP 协议与控制主站通信，能够实时传输大量的测量数据，及时上报异常事件信息。

　　高级配电自动化系统使用的线路开关内嵌电容分压器、相电流互感器与零序电流互感器，如图5 所示。传(互)感器的精度达到0.5%。零序电压通过三个相电压测量值计算获得。主要的功能特点是能够记录接地故障产生的零序电流与电压波形，进而实现接地故障定位，并检测电缆网络的绝缘闪络故障与架空线路的树枝碰线故障监测。此外，增加了谐波与电压闪变监测功能，以监视光伏发电接入引起的电能质量扰动。

　　美国DA 应用情况

　　美国长岛地区LILCO 公司1994 年起对120 条故障易发的配电线路进行自动化改造，是美国最早建设的DA 系统。此后，卡罗兰纳的Progress Energy 公司、南加州的Edison 公司、底特律Edison 公司、德州Oncor 公司、Albama 电力公司等先后建设了DA 系统。但总体来说，美国的DA 应用面还相对有限，随着智能电网的兴起，许多供电企业开始或计划大面积应用DA。

　　Oncor 公司

　　2004 年后，随着基于Scada-mate 开关的IntelliTEAM II 系统的安装，Oncor 公司开始大规模的建设，至今已安装配电变电站、柱上开关、电缆环网开关、线路补偿电容装置的RTU4500 余套。Oncor 公司建设了900MHz 无线网络，用于配电自动化系统与高级读表系统(Advanced Metering System，AMS)通信。无线网络AMS 路由器分别与安装在变电站内的配电自动化数据转发器与AMS 数据转发器连接，通过光纤通道与配电自动化主站与AMS 主站通信。配电自动化与抄表数据在无线网络里是混合传输的，而在变电站与控制中心之间由不同的通道传输。这样，既减少了分支通信网的投资，又可以保证配电网监控数据传输的实时性。通信网络结构如图6 所示。

　　Alabama 电力公司

　　Alabama 电力公司于1991 年开始实施配电自动化，现已覆盖645 个配电变电站(占96.6 %)、648 个柱上开关、190 个电缆环网开关、818 个线路补偿电容装置与82 个应急电源。

　　2009 底，Alabama 电力公司与美国能源部、美国电力科学研究院合作建设综合配电管理系统(IDMS)平台，通过获取高级读表系统、变电站自动化系统、配电自动化系统的数据来优化配电网系统性能，提高服务质量。系统包括SCADA、AM/FM/GIS、停电管理、作业管理、用户投诉处理等诸多子系统，具有电压/ 无功控制、培训模拟、潮流分布分析、停电分析、停电预警、电力设备动态分析等高级应用功能。

　　欧洲DA 应用情况

　　欧洲发达国家的配电自动化也应用得比较好，基本实现了配电变电站出线断路器、线路分段开关的远程监控，做到了配电网故障及时检测、处理及修复，且配电GIS 获得了广泛应用，配电调度、停电投诉处理、故障抢修流程的管理基本都实现了计算机化。奥地利EVN 公司维也纳地区的中压电网基本实现了自动化，安装配电网终端10000 多套;意大利ENEL 公司全国有80000 多个中压/ 低压开闭所实现了远程遥控;法国20kV 中压配电网全部实现了自动化;英国伦敦电网公司自1998 年起，先后安装了5000 个配电网终端;中部电网公司安装配电网终端7000 个。此外在德国、芬兰、葡萄牙、丹麦等国馈线自动化都有一定的应用面。

　　法国

　　法国配电公司(eRDF)运营约占法国国土面积的95% 的配电网，中压电网电压等级是20kV。设有30个配电调度中心(DSO)，平均每个DSO 大约负责100 万客户的调度运行管理，调度范围是高/ 中压(H/M)变电站的变压器及以下的中低压电网，负责调度操作配电网上所有可以遥控操作的开关、eRDF 根据对供电可靠性的要求，将供电区域分为大城市核心区、大城市郊区与中小城市以及农村地区，不同的区域的网架结构不同，配电自动化的方案也有差异。大城市核心区要求用户年均停电时间小于15min，采用双环网四分段结构，分段开关全部实现遥控，负荷点安装故障指示器，以方便查找故障，如图7(a)所示。大城市郊区要求用户年均停电时间小于30min，采用四分段单环网结构，分段开关全部实现遥控，用户通过环网柜接入，环网柜安装故障指示器，如图7(b)所示。农村地区要求用户年均停电时间小于345min，采用单环网四分段结构，只有中间的联络开关实现遥控，如图7(c)所示。

　　eRDF 配电自动化通信通道主要是采用电话通道，在一定程度上限制了配电自动化功能的扩展。

　　英国伦敦

　　英国国家电力与燃气监管机构(OFGEM)对供电可靠性进行严格监管，制定了完善的奖惩措施。为提高用户满意度，满足供电可靠性监管的要求，伦敦供电公司实施了配电自动化工程，取得了良好的应用效果。

　　为提高供电可靠性，减少故障停电时间，伦敦地区(LPN)自1998 年起建设中压配电网远程控制系统，2002 完成一期工程。为减少投资，LPN 仅在对供电可靠性指标影响比较大的郊区辐射性线路上实施了自动化。系统覆盖伦敦郊区的所有861 条中压辐射性线路，在配电站安装RTU5300 多套，惠及约180 万用户。

　　为减少工作量，一期工程选择了不与主SCADA 系统连接的独立控制主站。有近5000 个配电站RTU 采用专用移动无线电台与控制主站通信，剩余的采用电话拨号(PSTN)或公共移动通信方式(GSM)。配电站RTU 读取故障指示器动作结果，上传至控制主站。控制主站根据故障指示器动作结果，确定出故障区段并进行远程故障隔离与恢复供电操作。由于控制主站不与主SCADA 系统通信，不能获取变电站出线开关保护动作信息，无法自行启动故障处理过程。配电站RTU 在检测到配电站低压侧失压时，上传故障指示器动作结果，启动控制主站的故障处理程序。

　　截止到2002 年底，在配电自动化覆盖区域中的210 个中压电网故障中，有110 个在3min 内得到了恢复供电。故障自动恢复率从最初25%上升到75%，平均达到50%，LPN 的每百个用户的平均停电次数(Customer Interruptions, CI)减少了8.9%，用户平均停电时间(Customer Minute Lost，CML)减少了33.2%。

　　德国柏林

　　德国柏林配电网是由瑞典Vattenfall 公司的VE 配电公司负责运营，2009 年建成DA 系统，据统计用户年均停电时间已由2008年的72min 降至2010 的14min。

　　柏林DA 系统一个主要的特点是主要采用Motorola 公司提供的TETRA 集群无线通信系统共建设了20 个基站，覆盖范围3 ～ 5km，每个基站能接入1600 ～ 2000 个监控站点。无线电台的天线很轻，对于大部分户内配电室，可直接粘附在配电室的门上;部分箱变采用安装在其顶部的天线。一部分站点是通过金属通信电缆接入的，采用有线ADSL 通信方式。另一个特点是不间断电源采用超级电容储能，装有48 只超级电容，可在系统停电时维持给终端供电90min 并可进行两次开关操作。

　　总结与展望

　　经过30 多年的发展，DA 技术日趋成熟，作为智能电网建设的一个主要内容，受到了业界的广泛关注并在世界范围内获得了的应用。但总体来看，与输电网相比，配电网自动化水平还是比较低的，馈线自动化率还比较小，还有很大的发展空间。随着对供电可靠性要求的不断提高以及分布式电源的大量接入，建设DA 系统势在必行，DA 被认为是一个主要的电力投资热点。

　　各国建设DA 系统的主要目的是及时定位故障点并隔离故障，提高供电可靠性，比较典型的是伦敦电力公司，只有故障定位以及开关远程遥控操作这两项功能;部分供电公司的DA系统功能比较完善，如日本东京电力的新DA 系统，除了能够灵活调整线路的运行方式，提高配电网负载率外，还甚至能够监视电能质量，通过记录瞬时故障产生的零序电流监测配电线对地绝缘状态。

　　展望DA 技术的发展，一个重要的内容是满足有源配电网运行控制与管理的要求，实现分布式电源的有效集成;将更多应用基于终端之间对等通信的分布式智能控制，以提高控制响应速度，如将其用于馈线故障隔离与网络重构，把供电恢复时间缩短至1s 以内。目前DA 系统采用IEC 60870-5-101/104，DNP3.0 等通信协议，难以做到互联互通，安装调试工作量十分大，发展方向是应用IEC 61850 标准，实现配电自动化通信设备的即插即用。