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    摘要：介绍了基于配电系统信息化的配电自动化系统。分析了当今信息产业对配电系统运行、管理的影响，从功能优化的角度论述了配电自动化设备的基本功能和应用该自动化系统的意义，分析了构成配电自动化系统的关键——配电网通信的功能及要求，讨论了网络化配电载波通信(NDLC)的可靠性及可行性，提出提高NDLC可靠性的措施和通信网络的组网原则。最后介绍了华北电力大学四方研究所和北京哈德威四方保护与控制设备有限公司在这方面的工作。
      

  0 引言
    信息技术的发展为电力系统自动化注入了活力，在网络、通信等信息技术的推动下，电力系统的自动化正在从自发的岛自动化向统一的、系统化的综合自动化发展。综合自动化的发展是自下而上的，首先源于电力系统的保护、测控单元的信息化，在此基础上实现了变电站综合自动化。目前，在我国变电站综合自动化已经得到广泛认同和大面积推广，以变电站综合自动化为先导的配电自动化正在成为电力系统新兴热点。
    长期以来，中国电力的主要矛盾是电力的生产跟不上需求，电力缺口一直较大。因此，前些年中国电力投资的重点是发电厂及输电网的建设，经过10多年的大投入，电力需求已在近期能够满足。当前的主要矛盾出现在配电环节，由于过去对配电系统投入较少，导致配电网结构不合理。绝大多数城市基本上都是辐射型单端供电，一旦线路故障只能整回线路切除，导致大片区域停电。配电线路送电能力小，很多地方还使用80年代初的线路，经常过负荷运行，不但线损高达20％以上，还经常在用电高峰期断电。设备技术性能落后，现在未改造的配电网几乎没有任何自动化可言，一旦出现事故只能依靠跳闸保护或配电变压器的熔断器断电或是人工拉闸，然后再靠人工查明故障点，往往是一点小故障导致一片区域长时间停电。这些严重影响了人民生活和经济建设的发展。随着我国经济的快速发展，配电网的薄弱环节显得尤为突出。为了解决这一矛盾，国家电力公司从总体上提出了明确目标：从现在起利用10年时间，使我国城市10kV配电系统实现自动化运行管理的目标，使城市供电可靠性达到99．99％。当前我国的城网改造包括两部分内容：首先是加强对城市配电网结构的改造；其次是通过实现配电系统自动化来大幅度提高配电系统的运行管理水平。
    1 配电自动化的功能及意义
    配电自动化是建立在信息化的基础上，将配电系统在线数据和离线数据、配电网数据和用户数据、电网结构和地理图形进行信息集成，构成完整的自动化系统，实现配电网及其设备正常运行及事故状态下的监测、保护、控制以及用电和配电管理的自动化，最终实现以大幅度提高供电可靠性、改善电能质量为目标的对配电系统在线的、准实时的闭环控制[1,2]。以下结合北京哈德威四方保护与控制设备有限公司的CSDA2000配电自动化系统介绍配电自动化的基本功能和基于配电网信息化的综合功能优化。
    1．1 故障隔离、快速恢复供电子系统
    良好的网架结构是提高配电网供电可靠性的基础。基于配电网通信的配电自动化是提高供电可靠性的关键。理想的配电网是手拉手的环形结构，由双电源供电，开环运行。配电自动化系统由变电站出线断路器、线路负荷开关、配电终端单元(Feeder Terminal Unit，FTU)、通信系统、配调中心组成，每个开关或环网柜的FTU要与配调中心通信，故障隔离操作由配电自动化主站以遥控方式进行集中控制[1,2]。当线路发生故障后，经过配电自动化系统一系列的开关操作可以将故障隔离在2个开关之间，实现故障隔离，由于配电网是手拉手的双电源供电，能够通过联络开关将停电的负荷转移到另一侧的电源上，恢复供电。
    1．2 小电流接地保护子系统
    我国的配电网绝大多数是小电流接地系统。当发生单相接地故障时，规程虽允许继续运行2h，但实际运行中可能由于过电压引发电缆爆炸、TV烧毁、母线烧毁、电厂机组停运等事故，因此，迅速确定接地位置对配电系统的安全运行意义重大。现有的小电流接地选线装置的选线正确率仅为20％～30％，很多供电部门仍在使用拉线法确定故障出线。这一问题正成为改善电能质量、提高供电可靠性的主要困难之一。
    现有的小电流接地选线装置的传感环节仅仅是零序TA，只可以得到零序电流。小电流接地系统的零序电流是全网的电容电流，一旦这个电容电流数值较大时往往又采用消弧线圈补偿，因此选线的特征量很小。另一方面现有的装置测量精度不高。配电自动化使小电流接地保护的条件有了极大的改善：FTU的丰富测量功能使得线路上开关处的三相电流、三相电压可以方便得到，导致电气特征量的选取不再依赖于零序电流；FTU具有很高的测量精度，有利于特征提取；配电自动化的通信系统使得新一代小电流接地保护能够获取任意FTU处的特征量并进行综合比较。
    现有选线装置都利用配电网的零序电流进行故障选线。由于在变电站母线处，零序序网不接地或经消弧线圈接地，高压系统零序网折算到母线处的对地等值阻抗远远大于各出线的零序阻抗，因此，零序电流流经故障线路在母线处被分流到各非故障线上。如果某健全线的零序阻抗较小，就可能使故障线的零序电流大小与某条非故障线的零序电流相近，造成识别上的困难。如果系统有消弧线圈补偿，只能使用5次谐波电流，而5次谐波电流数值很小，且很易受系统内的5次谐波噪声的干扰。这些都是利用零序电流选线的不利因素。研究表明，对于小电流系统的接地故障，负序分量比零序分量具有更大的优越性。高压侧折算到变电站母线处的负序等值阻抗远远小于各出线的负序阻抗，导致负序分量与零序分量相比在处理故障选线上存在着根本的不同，负序电流分量由故障点流入系统，流经故障线于母线处入地，几乎没有被分流到非故障线路上去。这大大方便了选线，并且也无需计算5次谐波电流。
    利用完全分布的FTU很容易得到整个配电网的电流负序分量分布情况。为了进一步提高识别的灵敏性和可靠性，可以采用负序电流的突变量及小波分析技术。需要特别指出的是在得到分布于全网各点的负序、零序电气量后，通过配电主站综合分析各FTU处的故障特征，同时确定出故障线路及故障区段，甚至可以利用故障区段来识别故障线路。初步的研究表明，这种基于配电自动化的小电流接地保护方案具有良好的性能和喜人的前景。
    1．3 电压/无功优化控制子系统
    目前中国城网和农网的电能质量都较差，电压水平低、谐波含量高、网损率高，尤其农网因线路长、线径小、配电变压器分散，致使一些配电网网损率高达28％。据统计220kV及以上电压等级网损、110kV及35kV网损、10kV网损三者的比例为1．5∶1．1∶2．5，所以10kV配电网的降损潜力大。在配电系统信息化的基础上，通过对配电网电压/无功控制的功能优化来改善稳态电压质量和降低网损是非常有意义的。
    国内外从规划的角度对电网的电压和无功优化问题进行了大量的研究，解决了在无功不足的情况下如何经济有效地配置各种无功补偿设备和有载调压变压器，确定电容器的最优配置地点和最大额定容量，但主要的研究是针对输电网，对配电网中补偿电容器的规划优化的研究刚刚起步。目前，在配电网中按就地补偿、分散补偿和集中补偿等不同的无功补偿方式配置了大量的无功补偿设备，如何对它们实行最优控制，实现网损最小和电压无功不等式约束是配电自动化的一项重要功能。只有在实现配电自动化的基础上才能真正实现立足于全局的电压/无功的最优控制。
    1．4 电能质量补偿控制
    现代工业对电能质量的要求越来越高，低的电能质量将使产品质量下降，而越来越多的电子设备的使用对电压的要求也越来越苛刻。配电自动化在对配电系统的电能质量进行监测的同时可以通过电能质量补偿装置实现对配电网电能质量的补偿控制。电压/无功控制的实现提高的是配电网的稳态电压的质量。除此之外，电能质量还包括电压波动和闪变、谐波、电压不对称等电压指标。因此，进一步提高电能质量是配电网运行与控制的重要内容之一。
    FTU丰富的测量功能为全网的电能质量监测的实现奠定了基础，配电系统的信息化为最终提供高质量的电能供应提供了保障。现有的电能质量补偿装置有三类：并联型补偿装置，能够减小负荷电流的畸变和降低电压闪变对网络的干扰；串联型补偿装置，能够提高用户端的电压质量；并联、串联混合型补偿装置，既能调节负荷电压，又能抑制负荷变化对配电网的干扰。通过对这些补偿装置的分散布置和集中监控可以实现对配电电能质量的控制。
    2 配电自动化的关键—— 配电网通信
    配电系统运行、管理功能综合优化的实现是建立在配电系统信息化基础上的。FTU在实现配电网保护的同时具有更强大的测量功能，是馈线保护与RTU的综合，具有更高信息化程度的馈线保护。FTU实现配电系统的信息采集，配电网通信实现配电系统的信息汇总。通信是配电自动化的关键，也是配电自动化的核心。光纤通信可靠性高，抗干扰能力强，不受环境条件的影响，可用于语言、数据、图像的传输，但成本较高，灵活性差，当线路没有预先铺设的光纤时需要另行铺设，当线路结构变化时光纤通道也需变动，目前仅在大中城市中得到应用。无线通信广泛地被应用于许多行业，但对于高楼林立的城市，这种无线通信的接收信号会受到波传输的影响(绕射能力差)，因此在城市中应用往往效果不佳。音频有线通信是一种较为经济实用的方式，对通信的布设及各通信端的连接无特殊要求，与光纤通信相比造价低，易于实施，但容易受环境的影响，尤其是与高压线路同杆共架时高压对通信线的干扰较大。配电载波(Distribution Line Carrier，DLC)通信集功率通道和通信通道、能量流与信息流于一体，不受配电网结构变化的影响，尤其是基于网络的配电载波支持自由拓扑，具有极大的灵活性，基本不需维护，施工方便快捷，成本较低，通信速率较高，非常适合于我国城网改造的具体情况，是很有前途的配电自动化通信方式。配电系统线路多分支，多变压器、柱上开关可能出现的断点以及线路故障，使得配电网载波面临许多新问题。其中主要的问题是DLC的可靠性。针对这一问题，华北电力大学四方研究所进行了较深入的研究，经过试验研究与理论分析，目前这些问题基本上得到了澄清和解决，认为网络化的配电载波(NDLC)是完全可以满足配电自动化的要求。
    2．1 电力线载波技术的发展
    电力线载波通信(Power Line Carrier，PLC)始于20世纪30年代，是电力系统通信的一种主要方式，至今仍为高压线路上的主要通信方式之一。在PLC技术逐步成熟的同时，配电载波技术也越来越广受青睐。DLC更易于与现代通信技术、测控技术、网络技术相配合，具有更加广阔喜人的应用前景。尤其是90年代末期DLC在技术上、原理上的重大突破，使之成为新兴的通信热点之一。90年代末期，世界上几家半导体通信公司先后推出基于电力线的通信网络。该技术正在快速发展，性能及技术正在向以太网逼近，使得DLC在民用领域、工业控制领域的应用前景极其鼓舞人心。
    DLC主要经历了基于锁相环的窄带DLC、基于电力扩频的DLC、基于DSP解码的窄带网络化配电载波(Network of Distribution Line Carrier，NDLC)3个发展阶段。DLC与NDLC相比有以下区别：
    (1)DLC是点对点的通信，不支持自由拓扑；NDLC是网络通信，节点众多，分布广泛，以自由拓扑为基础；
    (2)DLC需加阻波器，使信号只存在于一段线路；NDLC全网无阻波器，信号靠网络管理来控制传输范围；
    (3)DLC工作线路分支极少，电力网简易，衰耗不大；NDLC工作线路分支很多，电力网复杂，衰耗很大；
    (4)DLC在高压线路传输几百公里，但通道衰耗并不太大；NDLC在中压线路传输几公里，通道衰耗非常大。
    2．2 配电网载波通信的特点
    配电自动化对配电载波的要求与传统的高压电力线载波技术有本质区别。传统的高压线路载波技术以实现长距离的两点通信为目标，为此，线路两端加设了阻波器，在防止区内信号泄漏的同时也避免区外信号及噪声进入本区段。这种点对点的封闭式通信不适合配电自动化的要求。配电载波通信的理想模式应当是开放式的网络通信，以配电系统的智能控制装置为网络节点，利用配电线路固有的拓扑结构构成总线网进行通信，采用一种基于计算机网络的数字载波技术。
    这一区别主要表现在配电自动化的载波通信在全网不加设阻波器。因为阻波器的存在将成为配电载波网络化的主要障碍。无阻波器后对通信增加了很多难点：如线路波阻抗不定；配电网分支、T接太多太乱；信号在整个中压电网上乱窜；中压电网的干扰不受阻挡地进入通信通道。只要针对配网载波通信的特点分析其通道衰耗特性，并采取相应的特殊措施，提高载波通信的可靠性，网络化的配电载波是可以满足配电网保护及自动化的要求的。
    2．3 NDLC的通道衰耗分析[3]
由于NDLC不采用阻波器，NDLC的信号可能出现的衰耗有以下几部分：两个通信节点的终端衰耗，变电站的介入衰耗，分支线路的分支衰耗，10kV/0．4kV配电变压器的泄漏衰耗，电力线的线路衰耗，通信桥路的桥路衰耗，不同传输介质的折射衰耗，线路故障时的故障附加衰耗，恶劣天气下的天气附加衰耗等。下面就与配电载波密切相关的几种衰耗进行讨论。
    2．3．1 通信节点的终端衰耗
    载波信号通过加工设备耦合到电力线上。信号在电力线上的传输分为相间波和相地波。一般认为相地波以大地构成回路进行传输，由于大地的导电性能较差，相地波的衰耗相对较大，载波信号主要依靠相间波传输。对于发信节点，结合滤波器的工作衰耗典型值为1dB，相地波不能到达对端而导致的衰耗一般为0．5dB，这一发信端的终端衰耗为1．5dB。对于收信节点，结合滤波器的工作衰耗也为1dB，相间波在三相线路中同时存在，而收信端仅接收耦合相的功率，导致的衰耗一般不小于0．5dB，这一收信端的终端衰耗也不小于1．5dB。
    2．3．2 变电站的介入衰耗
    由于配电载波不加设阻波器，变电站内的所有设备都将对变电站主站的载波通信带来影响，表现为变电站处的等值高频阻抗很低，载波信号在这里衰减严重。变电站的等值高频阻抗主要由降压变压器10kV侧的杂散电容、母线分布电容及多条10kV馈线的等值特性阻抗决定。变电站的介入衰耗是一种主要的衰耗，可达10～20dB。这类衰耗只对正常运行的线路有影响，当线路故障(非小电流接地故障)，保证驱动线路出口断路器跳闸，使线路与变电站断开时的变电站介入衰耗为零，更有利于通过载波通信隔离故障，恢复供电。
    2．3．3 配电变压器的泄漏衰耗
    配电变压器的高压侧分布电容及高频漏抗引起载波信号的衰耗，称为配电变压器的泄漏衰耗。对不同容量的配电变压器高频特性进行的大量试验认为，10kV/0．4kV配电变压器的高频漏抗不小于500Ω，可以近似认为每个变压器的泄漏衰耗为2dB。
    2．3．4 分支线路的分支衰耗
    分支线路使载波信号的功率减半，分支衰耗近似为3dB。
    2．3．5 线路衰耗
    根据模分析理论，载波信号在三相电力线路上的传输可通过模变换分解为3个模量的传输。模1分量由中间相出发，经2个边相构成回路。模2分量只在2个边相中构成回路传输。模0分量在三相导线与大地构成的回路中传输。模1分量的衰减最小，模1衰耗系数a (1) ＝0．1～0．2dB/km，模2衰耗系数a (2) ＝(3～5)a (1) ，模0衰耗系数a (0) ＝(20～30)a (1) 。由于模0衰耗很大，实际运行中通常将模0忽略，仅考虑模1和模2的传输。在配电自动化中，变电站的10kV馈线长度一般不大于5km，对于5km线路模1衰耗为0．5～1dB，模2衰耗为2～4dB。由此可见配电网载波通信中，线路衰耗仅占总衰耗中很小一部分。
    2．3．6 不同传输介质的折射衰耗
    当信号由架空线到电缆或由电缆到架空线时，由于2种传输介质的特性阻抗不同，将存在折射和反射。设架空线的特性阻抗Z 1 ＝400Ω，电缆的特性阻抗Z2 ＝20Ω。当信号由电缆到长架空线时信号的折射衰耗为7．4dB；当信号由架空线到电缆时，信号的折射衰耗同样为7．4dB；当信号由架空线到电缆再到架空线时，则必须考虑信号在电缆中的多次折射、反射的结果，该情况的折射衰耗为7．7dB。另外，由于霜雪等恶劣天气而导致的天气附加衰耗最大可达13dB。
    2．4 提高NDLC可靠性的措施
    2．4．1 线路开口的处理
    配电网运行中，负荷开关、联络开关断开后将导致载波信号传输的高频通道出现开口。对这种情况的处理一般采用搭桥方式。图1(a)是模拟桥，可以直接构成高频通道。图1(b)是数字桥，通过一个节点对接收到的信号进行有选择性的中继实现传输；它的另一个优点是可以通过软件控制载波节点通信的范围，这一点对于通信系统对节点进行管理是非常必要的。
    2．4．2 线路故障时NDLC的可靠性分析
    配电线路故障时NDLC的可靠性分析是确保NDLC可靠性的前提。表1列出在不同耦合方式下不同故障类型的模传输过程的故障分析及通道的故障附加衰耗分析。

图1搭桥方式

    由表1可见，显然两相耦合方式的传输效率高于单相耦合方式，尤其是当线路发生单相接地后，两相耦合可以退化为单相耦合，不存在单相耦合中当故障点距离发信节点很近时通道衰耗极大的情况。因此两相耦合方式在充分考虑各种衰耗情况下，完全可能具有高度可靠性，非常适用于馈线自动化的故障隔离与恢复供电。然而对于配电网保护而言，故障隔离、恢复供电都是在线路出口的馈线保护切除故障的情况下进行的，可以得出以下几点结论：
    (1)绝大多数情况下，故障附加衰耗是很小的。线路停电后，故障点的绝缘恢复，对于传输功率不足1W的NDLC信号没有什么影响。只有当短路点在线路停电后仍未恢复绝缘时，故障附加衰耗才较大。
    (2)变电站的介入衰耗是十分可观的。当线路故障后(大电流故障)，线路与变电站断开，该项衰耗为零，这将有利于NDLC的可靠通信。
    (3)信噪比是衡量通信的接收能力的重要指标。当线路噪声很大时，NDLC的工作必将受到影响，也就是说线路停电后，NDLC的接受能力会因无噪声的影响而有所提高。
    (4)小电流接地故障，允许带故障运行2h，这对于NDLC的影响很大。但是相相耦合方式可以确保在单相接地故障下NDLC工作的可靠性。
    (5)当相地耦合方式下，单相接地故障据NDLC的某一节点距离不足载波信号波长的1/4时，故障附加衰耗很大；当发生金属性故障，绝缘不能恢复时，故障附加衰耗极大；当线路发生三相断线时，故障附加衰耗为无穷大。因此必须在通信网络上采取特殊措施提高NDLC的可靠性。
    (6)在了解线路的通道衰耗的基础上，要有一定的裕度以克服系统运行方式变化及天气变化的影响。
    2．4．3 利用通信网络管理提高可靠性
    从网络结构来看，配电网可以看作一个自由拓扑的总线网。由于线路长，分支多，几乎不可能做到每两个节点之间都能直接相互通信；由于节点众多，节点的管理是一个重要的问题。作者从通信系统的组态、可扩展性、传输距离及通信节点的可靠性方面提出NDLC结构的三个原则，以解决电力线载波通信中的相关问题。
    (1)在通信结构上，采用面向对象的设计思想。面向对象技术是软件工程的重要概念，也是分层、分布式控制的重要思想。电力系统本身就是分层、分布式的系统。配电网更是按变电站、馈线、开关(变压器)、负荷分层分布的。配电网每一条馈线上的节点(Node)组成一个子网(Subnet)，隶属于同一个变电站的各馈线子网，组成一个区域(Domain)。于是，配电网上的任一节点地址均可由Domain、Subnet、Node三个地址唯一确定。不同变电站之间的节点由变电站之间相联络的联络开关处的联络节点，利用数字桥相互分离，使得隶属于这两个变电站的节点之间未经联络节点的允许不能通信。一般情况下，只有隶属于同一条馈线上的各节点才可以且有必要相互通信，这些节点相当于被封装在一条馈线里。如果在网络重构或其他特殊情况下，某节点需要与其他馈线节点、其他变电站通信，则必须经过联络开关处的联络节点进行。每条馈线上的第一子站相当于该馈线上的子网管理节点，一方面记录着该馈线上各子站节点的地址、性质等信息，另一方面承担了与配电主站相连的路由器功能。
    提出这一思想的目的是使整个系统具有良好的可扩展性。如果要增加一个节点，只需将其地址、性质在该节点所属馈线的第一子站注册即可；如果要增加一条馈线，也只需将该馈线的地址在该馈线所属变电站主站注册即可。完成这些工作，均无需改动已有的系统的任何设施，也无需更改已有各节点的硬、软件。对于分布、分期进行的配电自动化工程，这是非常有意义的。
    (2)在通信距离上，实现自动设置中继。在NDLC系统中中继节点是必需的。中继节点设置的最理想情况是由主站自动设置。主站通过第一子站问询某远方子站节点多次无应答时，自动下载定值使得中间某个能收到问询命令的子站节点变为中继节点。中继节点的硬件与普通子站节点完全一样，仅仅在软件流程中多走了一个接收并转发信息的功能模块；由于中继节点转发的信息是数字信息，因此只会带来信号的增益不会带来失真，并且对于同一帧报文，一个中继节点只转发一次，因此也不会过多地增加网上的通信压力。这样，只要每两个最近的节点能相互通信，整网的节点就能相互通信，而这一条件是很容易满足的。
    (3)在通信可靠性上，实现节点全网漫游。提高NDLC系统的可靠性可以理解为在一个以中压电网自由拓扑为基础的总线型局域网上，如何保证节点不丢失。每一节点在原则上都有能力与其他任意节点通信。如果变电站A的某一节点M不能与它所在的馈线的通信管理节点—— 第一子站通信(如因断线等原因)，网络管理中对该节点的自检将发现该节点丢失，首先通信管理节点试图通过自动改变中继重新找到该节点，未能成功，然后该节点自己检测到被丢失，主动向它所在馈线的联络节点(数字桥)申请漫游，桥节点将它的漫游申请汇报给对侧变电站B的通信管理节点，这个通信管理节点对漫游来的新节点重新注册并通知配调中心，配调中心将通知变电站A原有的节点M已经漫游到变电站B去了。至此完成节点的漫游，NDLC系统通过“自愈”实现可靠工作。
    3 NDLC的现场试验
    华北电力大学四方研究所从1998年开始对NDLC应用于配电自动化进行了深入的研究与实践。下面介绍在河北省唐山某10kV配网完成的一次现场试验的情况。试验采用北京哈德威四方保护与控制设备有限公司的CSDA2000配电自动化系统的NDLC和CSF100配电终端单元，网络接线如图2所示。

图2 试验网络接线图

    在试验配电网络中A节点为变电站节点，变电站有5条出线，B、C、D、E节点为线路节点，其中AB距离4km，中间有两段电缆各为300m，BC距离2km，中间有一段电缆，长度为200m，CD距离3km，AE间距离为2．5km，配电网中的配电变压器及线路分支如图2所示。按上节的通道分析估算AB间的通道衰耗约为43dB，BC间的通道衰耗约为17dB，CD间的通道衰耗约为12dB，AE间的通道衰耗约为30dB。线路噪声情况为20～30dB。在变电站与FTU之间进行通信测试，报文长度为20byte。表2所示为线路正常工作时的情况，表3所示为线路停电后的测试情况。

    试验表明，在线路正常运行时，AB、AE之间的通信是十分理想的，AC之间的通信也是可以接受的，AD之间的通信是不成功的，当B点为C节点、D节点进行中继后，AC、AD间的通信是理想的。当线路的出口断路器D断开时(线路没有故障)，由于线路无噪声且不存在变电站的介入衰耗，NDLC的工作情况大大改善，以上所有的通信都是成功的。试验还表明，由于电网的不对称性，相互通信的两个节点的接收情况略有不同，变电站处的节点效果略好。另外的试验表明，对于报文长度为10byte和25byte的2种情况的通信效果是一样的。试验证明NDLC的通道是可以从理论估算的，经过特殊考虑的NDLC是可靠的。NDLC是一种自由拓扑、网络化、可靠性高、灵活性强、广泛适用的通信方式，将是非常适合配电自动化的通信方式。
    4 结论
    配电自动化是以提高配电网供电可靠性和改善电能质量为目标的电网自动化的具体实现之一。配电测控单元集保护功能与高精度RTU功能于一体，更强调测量能力、通信能力的提高，是构成配电SCADA的基础，其发展趋势是将与小型化、智能化、带有丰富的传感环节和可靠的控制机构的开关集成于一体。配电自动化是变电站综合自动化的延伸与发展，建立在配电网测控单元及配电网通信基础上的集保护、控制、管理、营销与一体的，以功能优化为鲜明特征的综合自动化系统，主要功能覆盖配电网保护、配电SCADA、配电系统高级应用软件功能、电力市场化的用电营销等。
    配电自动化的各项功能在形式上统一在SCADA/DMS/GIS的旗帜下，在实现上以供电营销为核心。配电网的运行与管理将以正在发展的市场化的用电营销为主要内容。为了提高供电可靠性，在改善配电网一次结构的前提下主要是实现高性能的馈线自动化。在配电网具有强大的通信支持和众多的分布式测控单元的条件下，彻底解决小电流接地问题将成为可能；为了改善电能质量，基于通信的全网经济运行、全网的无功/电压优化控制将成为可能；为了加强配电管理，配电网图资系统、配电MIS、配电检修计划、生产计划将广泛普及；为了加强负荷管理，自动抄表、自动结算、需求侧管理以及INTRERNET的介入将从观念上改变配电系统运行、管理及营销的现状。
    5 参考文献
    1 IEEE Working Group on Distribution．Distribution Automation(Au－thorial Course)．1998
    2 IEEE Tutorial Course．Distribution Automation．1998
    3 焦邵华．电网智能保护新技术的研究：[学位论文]．华北电力大学．2000
    收稿日期：2000-10-19
    作者简介：杨奇逊(1937-)，男，华北电力大学教授，博士生导师，工程院院士，长期从事电力系统微机继电保护及自动化的研究。
    秦立军(1962-)，男，华北电力大学教授，从事电力系统微机保护、变电站综合自动化及配电自动化的研究。
    焦邵华(1972-)，男，博士，从事电力系统微机保护及配电自动化的研究与开发。