1.1.2. 高级配电自动化的技术内容
ADA属于SDG中的DA，是SDG技术体系的重要组成部分，也是其中的一项基础技术。
传统DA包含配电变电站、中低压配电网络、用户侧三个层次上的自动化内容，而在工程实践中，它一般指中低压配电网与用户侧的自动化。
在SDG中，用户侧自动化支持与用户的互动等新型服务，其技术内容更为丰富。为使ADA 的功能特点更有针对性，建议将ADA技术内容限定为中压配电网的自动化，而把用户自动化作为独立的技术领域对待。
ADA包含高级配电运行自动化(DistributionOperation Automation，DOA)和高级配电管理自动化(Distribution Management Automation，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(DSCADA)、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人、编辑、查询与统计管理。在此基础上，高级DMA完成停电管理、检修管理、作业管理、移动终端(检修车)管理等离线或实时性要求不高的应用功能。
1.2.高级配电自动化系统
1.2.1. 高级配电自动化系统的构成
高级配电自动化系统包括高级DOA 系统与高级DMA系统两个子系统。
1)高级DOA系统完成高级DOA功能，其结构如图1所示。与传统配电网自动化系统相比，它具有以下两个特点：
(1)监控对象除传统的开关站、环网装置、柱上开关外还包括DER、DFACTS设备等。
(2)除主站、通信网络与各种现场监控终端外，增加了分布式智能控制器(Distributed Intel ligent Controller，DIC)。DIC安装在变电站、开关站或其他选定的站点内，其作用类似于传统配电网自动化系统中的配电子站，收集并处理附近小区内相关站点终端的信息，完成一些实时性要求高的现场控制功能。
2)高级DMA系统以自动绘图／设备管理／地理信息系统(AM／FM／GIS)为基础平台，通过停电管理、检修管理等应用软件完成高级DMA功能。与传统配电网自动化系统中的DMA 系统相比，高级DMA 系统强调与其他自动化系统之间的高度融合，实现系统构成与功能的优化。
1.2.2. 高级配电自动化系统与其他自动化系统的关系
集成ADA 的两个子系统以及与其他自动化系统之问，通过企业信息集成总线(Utility Integration Bus，UIB)交换信息实现“无缝”集成(如图2所示)。这些系统之间的数据交换关系如下。
1)高级DOA系统从高级DMA系统中获取配电网设备属性与网络拓扑数据，以避免配电网数据的重复录入；高级DMA系统从高级DOA系统中获取包括故障信息在内的配电网实时运行数据，完成负荷统计、停电管理、检修管理等应用功能。
2)高级DOA 系统从调度自动化系统(EMS)中获取变电站中压线路出线断路器运行信息，并向其传送开关操作控制命令。
3)高级DMA 系统从高级量测体系(AMI)中获取用户停电检测信息，结合来自DSCADA的故障检测数据，实现故障定位、停电范围监测；通过向客户信息系统(CIS)、用户电话投诉管理(TCM)系统发布停电范围、原因、恢复供电时间等信息，供用户查询。
1.3.高级配电自动化主要功能与技术特征
1.3.1. 配电网监控
配电网监控即DSCADA，这是ADA的一个基本功能，SDG对其有不同于传统DA的高要求。
SDG应具有良好的可测性，能够实现配电网全局的“可视化”管理，这就要求DSCADA采集的数据更为全面、完整，除常规遥测、遥信与故障检测信息外，还包括设备运行状态等数据。DER与DFACTS设备的广泛应用，使SDG成为一个功率双向流动的复杂有源网络，必须使用快速仿真模拟等高级应用软件，以对其进行有效地控制与管理。为保证高级应用软件的运行效果，要求DSCADA能够实现高精度同步数据采集，并提供电压和电流的相量信息。
1.3.2. 馈线自动化(FA)
SDG要求FA完成配电网故障自动定位、隔离与恢复供电(Fault Location，Isolation and ServiceRestoration，FLISR)功能。FA 是SDG自愈功能的重要组成部分。
SDG要求最大限度地减小故障引起的供电中断时间和影响范围。传统的FA依赖重合器顺序重合或主站遥控实现FLIsR，处理时间需要数分钟。ADA 中的FA应用分布式智能控制技术，能够将FLISR时间减少至1 S内；应用闭环运行(相邻分段开关之间配备差动保护)、动态电压恢复器(DVR)．DER、微网等技术，实现馈线故障的“无缝”自愈，使用户免受故障影响。
1.3.3. 电压无功控制
在SDG中，一方面，DER的投入与退出及其输出功率具有很大的不确定性，使调度人员难以仅根据母线电压与负荷情况掌控配电线路电压的变化；另一方面；部分DER设备(如光伏发电逆变器)可同时作为无功输出设备，参与电网电压无功调节。高级DOA系统应能根据线路上不同监测点功率潮流和电压实时数据，综合决策，实现电压无功补偿设备(包括DER)的优化调节与控制。
传统DA系统的电压无功控制功能十分有限，一般仅提供关键节点电压的监测与无功补偿装置的投切控制；为降低造价，有的系统甚至仅采集母线电压，使调度人员难以全面掌握线路电压变化情况。
1.3.4. 支持虚拟发电厂技术
高级D0A系统为虚拟发电厂(VPP)提供技术支撑平台，支持VPP是高级DOA系统区别于传统配网自动化系统的一个重要特征。VPP将配电网中分散安装的DER统 调度并将其看成一个虚拟的发电厂，实现DER与配电网的有机集成。高级D0A 系统采集、处理DER实时运行数据，并能够对其进行调节、控制，并采用配电网快速仿真模拟技术，辅助制定DER的调度决策。
1.3.5. 分布式智能控制
SDG中快速故障自愈电压无功控制、微网控制、广域保护(包括DER孤岛保护)等功能的完成需要两个以上监控站点的数据，称为广域控制功能。依赖控制中心的高级DOA 主站系统可完成广域控制动能，但处理速度难以满足实时性要求；而采用分布式智能控制技术，就地采集处理数据，输出控制调节命令，则可以显著地提高广域控制功能的响应速度。
分布式智能控制有两种实现方式。
1)基于终端的方式。
终端通过对等通信(IP)网络获取相关站点终端数据，自行决策。不需要安装专门的装置，具有很高的实时性(最快达到20O ms以内)，但对终端处理能力要求高，且仅能用于IP通信网。
2)采用分布式智能控制器(DIC)的方式。
DIC通过通信网集中收集处理相关站点终端的数据，做出综合决策，将控制命令送回终端。该方式可用于串行点对点通信，具有很好的适用性。
1.4.高级配电自动化关键技术
4．1 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D1 A系统根据其实现的功能与技术要求应采用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)、电力载波等技术接人。
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：
终端之间不能交换数据，无法实现基于终端的分布式智能控制；
采用配电子站转发终端数据，终端与主站之间不是透明传输，配置与管理维护工作量大；
通信带宽窄，难以上传故障录波、电能质量扰动等数据量比较大的事件记录。
1.4.1. 配电网测控体系
根据DOA系统完成的功能，从逻辑上可把图1所示的高级DOA系统分成配电网广域测控体系和ADA应用软件(包括终端、DIC的应用软件)两个层次上的内容，如图3所示。
配电网广域测控体系，简称配网测控体系(DistributionM easurement and Control Infrastructure，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。
DMAC1支持常规DSCADA 的所有功能。除此之外，还具有以下特点。
1)支持分布式智能广域控制，包括支持DIC的应用、终端问对等实时数据交换、事件信息与控制命令的快速传输等。
2)支持同步相量测量。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”。做到这一点的关键是通信协议的标准化。具体措施是扩展用于变电站自动化的 IEC 6185o：标准，使其覆盖~ER、DFACTS装置等配电网设备。美国电力科学研究院在这方面已做了大量的工作，国际电工委员会(IEC)也在开展这方面的工作。
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。
1.4.2. 新型传感与测量技术
传感和测量技术对ADA技术的发展也至关重要。研发应用新型的传感与测量器件，如小型电压与电流传感器(小信号输出)、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。
现有DA系统一般采用电磁式互感器(电压互感器、电流互感器)测量电压、电流信号，成本高，安装不方便；一些站点(主要是环网柜)往往因为没有合适的空间安装互感器，而不得不放弃对其进行监控。
1.4.3. 故障定位技术
配电网接人大量的DER、DFACTS设备，使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的不同，需要研究新的故障检测和定位方法。其中一个解决方案是比较故障电流的方向来检测故障区段(故障区段馈线电流同方向)，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(故障区段馈线电流同相位)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，需要加以解决。
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(暂态法)、中性点投入电阻法与注入信号寻迹法l3]。对于电阻法与信号注入法，在SDG中也会遇到与上述短路故障检测类似的问题；而对于暂态法来说，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。
1.4.4. 快速仿真与模拟技术
配电网快逮仿真与模拟(Distribution—Fast Simulation and Modeling，D-FSM)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，可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安全可靠、高效优化运行的重要技术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，使得对其进行的计算分析不同于输电网，考虑DER、DFACTS设备的大量应用，更使其难度与复杂程度大为增加，因此还有大量的研究工作要做。
1.4.5. 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方面内容。
1)公用数据模型。
IEC 61970标准规定了用于EMS应用程序接口(API)的公用信息模型(Common Information Model，CIM)。IEC 61968扩展了C1M，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、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IEC 61850中变电站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UIB的中间件 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('EnterpriseService Bus，ESB)技术，是传统中间件与XML、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IEC 61970／61968标准，构建供电企业信息集成“软总线”[5]，实现不同自动化系统的信息共享与交换。
1.5.结语
ADA是SDG 的重要组成部分，更是其重要的技术支撑。随着我国经济的持续快速发展，对供电质量提出了更高的要求，供电企业对应用DA重要性与迫切性的认识进一步提高，而智能电网技术的兴起，更是为DA发展提供了新的机遇。南方电网公司已着手在15个大城市实施DA，国家电网公司也在积极规划，推动DA 的应用，我国可望迎来新一轮的DA大发展。
目前我国配电网一次网架与基础管理工作相对薄弱，DER的接人十分有限，因此工作重；应放在加强配电网运行管理、提高供电可靠性和电能质量的要求上；要树立长远观点，紧密跟踪SDG技术的发展，积极研究应用ADA技术，确保系统的可扩展性与前瞻性，为将来全面实施SDG技术打好基础。当前尤其要注意做好以下几点工作。
1)合理规划系统功能。首先保证DSCADA、故障隔离功能的实施，慎重选择潮流分析等高级应用功能；合理选择监控站点、采集的数据与数据上报频率，避免不必要的数据上报，减少系统数据处理压力；选择质量过硬、标准化程度高的终端设备，减少系统安装与管理维护工作量。
2)采用标准化、开放性设计，确保系统具有可扩展性，为将来扩展各种ADA应用功能打好基础。采用IP通信网，现场终端与主站之间实现“无缝”连接实现“即插即用”；应用UIB技术，实现各种自动化系统的有效集成；在系统接口设计与通信协议的选择上，一定要贯彻IEC 61968／61790与IEC61850标准，绝不能选用不符合标准的产品，或另行定义标准。
重点城市进行试点实践，例如在一些对供电中断时间有严格要求且一次设备与通信具备条件的区域，试点采用分布智能控制技术，实现馈线故障快速甚至无缝自愈。要认真总结ADA试点经验，以推进ADA的应用，促进SDG的发展。