我国配电网及自动化系统存在的问题与发展趋势近十年来，输电网的自动化程度已有很大的提高，地区电网自动化调度系统已基本普及，县级电网自动调度系统、无人值班变电站和变电站综合自动化的建设和改造也发展很快。但是配电网的自动化却仍然很低。配电系统自动化的难点主要表现在以下几个方面。输电网络的对象一般都是较大型的110kV以上变电站以及少数35kV和10kV变电站，因此站点较少。通常小型县调具有1~7个站，中型县调具有7~16个站，大型县调具有16~24个站，小型地区调具有24~32个站，中型地区调具有32~48个站，大型地区调具有48~64个站。而配电自动化系统的测控对象为进线变电站、10kV开闭所、小区变电所、配电变电所、分段开关、并补电容器、用户电能表和重要负荷等，因此沾点非常多，通常要有成百上千甚至上万点之多。它不仅给系统组织带来较大的困难，而且在控制中心计算机网络上。要处理这么大的信息，特别是在图形工作站上，想要较清晰的展现配电网的运行方式，困难将更大。因此对于配电自动化系统的后台控制主机，无论是硬件还是软件，较输电网自动化系统，都有更高的要求。此外由于配电自动化的站端设备很多，因此要求设备的可靠性与可维护性一定要高，否则电力公司会陷入繁琐的维修工作中。同样，由于配电自动化系统站端设备很多，每台设备的成本都要受到限制，否则整个系统造价会过高，影响配电自动化潜在效益发挥。输电网自动化系统的站端设备一般都可安放在所检测的变点站内，因此行业标准中对这类设备按户内设备对待，只要求其在10~55C环境温度下工作即可。而配电自动化系统中的大量的站端设备却不能安置在室内，如测控馈线分段开关的馈线RTU，就必须安放在户外，我们称这类安置在户外的终端为现场RTU。对于现场RTU，因为其工作环境恶劣，通常要求在-25~75C,湿度高达95%的环境工作，这样设备的关键部分就必须采用工业级芯片，还要考虑防雨，散热，防雷等因素，因此不仅设备制造难度大，造价也较户内设备高，因此常需要调整配电网的运行方式，对配电自动化系统中的站端设备进行远方控制的频繁度比输电网自动化系统要高得多，要求配电自动化系统中的站端设备具有较高的可靠性。由于配电自动化系统的站端设备数量非常多，会大大增加通信系统的复杂性。从目前成熟的通信手段看，没有一种方式能够单独满足，因此，往往综合采用多种通信方式，通常采用多层集结的方式，以减少通道数量和充分发挥高速通信的能力，这样就更加增加了通信系统的建设难度。此外，在配电系统中，众多的站端设备既有容量较大的开闭所RTU和变电站RTU，又有容量较小的现场RTU，而且二对于现场RTU还有设置定值、故障录波等更复杂的要求，这使得他们难以采用统一的通信规约，进一步使问题复杂化。在配电自动化系统中，还将面临输电网自动化中难以遇到的一些问题，其中最重要的是控制电源与工作电源的提取问题。故障位置判断、隔离故障区段、恢复正常区域供电，是配电自动化最重要的功能之一。为实现这项功能必须确保在故障期间，能够获取停电区域的信息，并通过远方控制跳开一部分开关，再合上另一些开关。可是由于该区域停电，无论是计算机系统工作所需的电源或者是通信系统所需的电源，以及跳闸开关合闸所需的操作电源，都成了问题。对于输电网络自动化系统，可以通过所在变电站的直流电池屏获取电源，这个办法同样也适用于配电自动化系统中当地有直流电池屏的远方站点，但对于诸如现场RTU的情形，就不行了，此时往往不得不暗访足够容量的蓄电池以维持停电时的电力，与之配套的还需要有充电器和逆变器。但问题决不这样简单，因为长期未进行深放电的蓄电池性能往往会受到较大的影响，而对于蓄电池的充放电，通常是不便进行控制的。我国目前配电网的现况十分落后，首先要对配电网络的拓扑进行改造，使之适应于自动化的要求，如馈线分段化、配网环网化等，分段开关叶需要更换成能进行电动操作的真空开关。并且应具有必要的互感器，开闭所和配电所的保护装置，应能提供一对一信号接点，以作为事故信号，区分事故跳闸和人工正常操作，开关柜的操作机构有防跳机构等。但是，我国现有的配电网离上述要求上存在较大的差距，因此为了实现配电自动化，比吧对传统的改造纳入工程之中，从而有进一步增加了实施的困难我国DAS系统的建立，总体起步比较晚。20世纪80年代末至90年代，国内的电力系统的35kv变电站逐步实现了四遥功能，地区及调度中，也有一些多岛自动化系统；20世纪80年代末，以研制成功符合国庆的综合变电综合自动化系统。20世纪90年代开始，国家全力支持对城市电网、农村电网的技术改造，加之计算机技术通信技术的发展、一次设备性能的改善，以及DAS实施后系统的安全、经济性的提高，均促使我国DAS系统的建设与应用显露出迅速发展的势头。由于配电系统变得越来越复杂，以致