1 引言
80年代以來，我國的電力工業得到了快速發展，90年代中后期，電力工業的發展重點由增加裝機容量轉變為加強電網建設。電力工業發展的這種特殊性，使得我國適合采用更先進的技術，從高起點進行電網改造。目前在我國220kV及以上系統中運行的微機保護超過一萬臺，有1000多個基于分布式網絡的綜合自動化變電站投入運行。這些技術以其良好的可靠性、靈活性和可擴展性為電力系統廣大用戶所接受。在信息時代來臨的今天，我國正在進行大規模的配電網改造建設，一批城鄉電網改造工程正在興建，可以預見，基于信息技術的配電網自動化將會得到廣泛推廣并發揮巨大作用。
2 基于信息技術的配電網自動化的基本功能
配電網長期以來只能采用手工操作進行控制，自90年代開始逐步發展實現了一批功能獨立的孤島自動化，今后的發展趨勢必然走向基于先進通信技術的網絡自動化。配電網自動化主要包括饋線自動化、自動制圖/設備管理/地理信息系統及配電網分析軟件，它是配電自動化的基礎部分。與傳統的孤島自動化相比，基于信息技術的配電網自動化的關鍵在于以下三點：大量的智能終端、通信技術和豐富的后臺軟件。針對我國配電網的具體情況，配電網自動化應當分期分批逐步發展完善，最終實現對配電系統資源的綜合利用。
2.1 饋線自動化
圖1所示為典型的配電網手拉手環網結構，聯絡開關S3處于常開狀態，負荷由變電站A和變電站B分別供電。當在開關S1和開關S2之間發生故障（非單相接地），線路出口保護使斷路器B1動作，將故障線路切除，傳統的故障隔離和恢復供電的方法是通過重合器和分段器的配合，經重合器多次重合實現的，該方法不依賴于通信[1].但是，由于重合器的多次重合對配電系統造成的擾動在某些情況下是不能接受的，為了實現具有更好性能的饋線自動化人們在開關上裝設了智能終端，即配電終端單元（FTU），并通過通信系統實現集中式饋線自動化。這種饋線自動化的基本原理如下：當在開關S1和開關S2之間發生故障（非單相接地），線路出口保護使斷路器B1動作，將故障線路切除，裝設在S1 處的FTU檢測到故障電流而裝設在開關S2處的FTU沒有故障電流流過，此時自動化系統將確認該故障發生在S1與S2之間，快速跳開S1和S2實現故障隔離并合上線路出口的斷路器，最后合上聯絡開關S3完成向非故障區域的恢復供電。這種依賴通信系統和FTU實現的饋線自動化是配電網自動化的基礎，對于配電系統的運行與監控是十分重要和必要的。
2.2 小電流接地系統的單相接地保護
我國絕大多數配電網采用小電流接地方式。小電流接地系統在發生單相接地故障后，規程允許帶故障運行兩個小時，由于非故障相的電壓升為線電壓，長時間運行有可能導致絕緣破壞，因而需要快速實現故障定位。
傳統的接地選線的方法是利用零序電流的基波或5次諧波的大小及方向。實踐中該原理的效果并不理想，大多數供電部門仍在采用“拉線法”進行故障選線，這對于提高供電可靠性是十分不利的。在圖1所示系統中，分布安裝在配網各點的FTU及集中通信將為這一傳統問題的解決注入活力，位于接地點兩側的相鄰的兩個 FTU對某些小電流接地的故障特征的測量將有明顯區別，初步的研究表明，建立在FTU與通信基礎之上的饋線自動化技術有可能很好地解決小電流接地問題。
2.3 配電網優化運行
統計資料表明，與超高壓電網、高壓電網相比，配電網的網損是最高的，三者之間的比例關系如表1所示[2].
有了分布式的FTU及通信系統后，該問題可以從以下兩方面得到更好的解決。
2.3.1 優化配網負荷
如圖1所示，配電網自動化系統通過對智能終端和手拉手環網中的負荷開關的控制，可以方便地改變環網的開環點已達到調整潮流的目的。自動化的后臺軟件將給出優化潮流的方案，最終實現減小網損。
2.3.2 無功/電壓控制
在后臺系統的支持下，通過對電容器和有載調壓配電變壓器等分布式無功電源的控制，可以實現全網的無功/電壓控制，這不但可以降低網損，而且可以實現對電能質量的補償。
2.4 先進的配電管理系統
配電管理系統是配電網自動化的核心部分，主要包括配電圖資系統及配電網分析軟件。
2.4.1 配電圖資系統（AM/FM/GIS）
配電圖資系統由自動繪圖AM（Automatic Mapping）、設備管理FM（Facilities Management）和地理信息系統 GIS（Geographic Information System）組成。其中，圖資系統（AM/FM）是配電自動化的基礎，該系統建立在地理信息系統（GIS）的基礎上，與報考SCADA相結合，將大大提高配電網的運行管理水平。
2.4.2 配電網分析軟件（DPAS）
配電系統的高級應用軟件為配電網的運行提供了有力的分析工具，主要包括：潮流計算、負荷預測、狀態估計、拓撲分析、電流/阻抗計算及無功電壓優化等。
