配电自动化是运用计算机技术、自动控制技术、电子技术、通信技术及新的高性能的配电设备等技术手段，对配电网进行离线与在线的智能化监控管理。随着我国配网建设投资力度加大，配电自动化在其中起到了举足轻重的作用。配电自动化越发要求快恢复、可自愈、波及范围小等，这是未来对新型配电网的要求，也是打通智能电网“最后一公里”的关键点。近日，在江西南昌举办的第六届配电自动化技术应用论坛中，专家们探讨了配电自动化的发展方向，本报选取了几个代表性的观点，以供读者分享。
营配调融合技术集成自动化数据
在欧美、日本等发达国家，配电数据分析与应用已经开展了大量研究，取得了一定成果。而在我国，虽然开展了配电自动化建设，但配电网数据实用化不足、缺乏营配调等数据融合，相关技术研究与应用亟待深入。在欧美国家,建设配电自动化时，无一例外的都是把数据本身作为资源来对待。
事实上，在欧美国家，自动化已经大面积推广，而在日本，配电自动化覆盖率大于95%，上述国家高级量测AMI技术和需求响应DR技术也在推广应用。在我国，两网的配电自动化覆盖率分别不足10%，大用户终端覆盖率较高。
我国为加快配电自动化推广，国网将配电自动化实施计划分为三个阶段，第一阶段重点开展新标准起草，已有标准修订，已有技术梳理，面向大城市、中小城市、县城和农网的配电自动化典型模式研究，检测手段建设，通信规约统一等。第二阶段重点开展配电自动化可靠数据平台、高可靠性故障处理等，研究数据接口标准化和企业服务总线技术的应用等，开展管理机 制研究，编写运维规程。第三阶段，重点开展配电自动化和智能配电各项相关技术的完善，积极推进实用。
基于以上推广计划，在提高自动化覆盖率的情况下，应开展自动化可靠数据平台，注重配电自动化数据分析与应用。
营配调互动应用技术，可有效进行数据集成，但是在技术应用过程中应克服以下难点。构建营配信息融合的统一公共信息模型，归一化后的负荷相似度测量方式，多电源故障判别与分析算法，停电原因全面监测、智能识别和停电数据自动更新。
基于现有的信息化现状，对来自营配各相关系统的业务数据、图形信息以及实时数据进行抽取、转换和封装，保证这些业务数据、图形信息以及实时数据的准确、唯一、完整。
如何在主网状态估计基础上，结合配电网的量测不全的特点，设计出实用性较强的配电网状态估计模型与算法，如何保障并支持海量数据的多用户并发下的高效访问，是营配调技术集中解决。
“两种结合”应对配电自动化难点
2009年9月，北京等4个城市作为第一批试点以来，至2014年底，63个通过工程或实用化验收的配电自动化项目覆盖面积28013平方千米，涉及10千伏线路19124条(占城网的18.14%)、开关站2595座、环网柜21674座、配电室7319座、柱上开关51172台。
不难看出，多年来，配电自动化建设已经取得了成果，提高了配网科学运行水平，供电可靠性，缩短了故障处理时间。但是总体仍存在投资大覆盖面小、施工停电困难、运维要求高、设备质量有待提高等。
配电自动化建设含主站、通信、一次设备新建/改造、二次设备等多个部分，投资很大。对于很多未覆盖配电自动化的区域来说，很难实现全覆盖。
在影响供电可靠性的故障停电和预安排停电中，预安排停电是影响供电可靠性的主要因素，占总停电时间的73%;故障停电时间占27%。预安排停电中，检修停电和工程停电是主要因素，占预安排停电时间的98%。目前配电自动化施工停电成为一件比较困难的事情。
而配电自动化建设要求覆盖面广，大规模推广、安装方便、运行维护简单、
准确判断故障，特别是小电流系统接地故障。
在故障判断方面，故障导致的停电中，故障查找仍然是影响快速恢复供电的主要因素。但故障的准确识别、定位仍是困扰配电自动化进步的难题。在各种故障类型中，接地故障占据了大多数，但接地故障特别是小电流接地系统接地故障判断准确率很低，亟需一种能提高小电流接地系统接地故障判断准确率的技术或设备。
因此，为应对以上难题，要求多种类型终端相结合。在配电网中，重要节点采用三遥终端，实现远程控制、快速复电，保证该类区域的供电可靠性。在其他配网线路中，加大两遥或一遥终端的普及率，实现配电网“盲区”的全覆盖。整体减少投资，降低施工难度，提高故障查找效率。
集中式主站与分布式主站相结合。
集中式主站与分布式主站相结合，对于实施一遥、两遥终端的区域，侧重使用功能简单、使用方便的“小主站”，降低主站造价，同时缩短建设工期。功能简单实用的分布式主站也避免了功能复杂的大主站的维护成本，同时提高了稳定运行的可靠性。
