从发展的角度看，随着电力市场化改革的推进，开展用户侧电力市场化营销也为期不远，这无疑也要靠实时系统与管理系统的结合。
因此，一步规划建设实时的DA或DAS与配电管理系统（DMS）相结合的配电系统自动化 ，无论从当前实用化的观点还是信息化、市场化发展的观点看都是必要的。
4 配电自动化系统的结构规划及与相关问题的处理意见
4.1 自动化系统结构规划考虑的基本原则
基本原则有：①资源利用、信息共享的原则。②可扩充原则。上层应是一个开放式平台，终端应是一个积木式结构。③可靠性原则。软、硬件都要相对成熟、稳定、可靠。④安全性原则。实时、管理、网际间要有安全保护措施和防病毒措施。⑤可维护性原则。⑥简化原则。在不影响功能需求的前提下，一、二次设备应尽量简化，以减少投资，提高可靠性。⑦信息就地处理的原则。⑧因地、因网制宜的原则。
4.2 结构规划
自动化系统的结构可从纵向和横向两个方面去规划。横向结构一是上层主站的结构，二是底层终端间的结构。上层DA／DMS主站上除配电SCADA、配电故障处理功能外，还应将AM／FM／GIS、用户信息、用电管理、用户投诉及停电管理、抄表计量、配电变压器监测等作为DA／DMS中的子系统集成在一起，还应与SCADA／EMS、MIS、负控等现有系统联网，从而使这些系统既是相对独立的又是信息共享互联的，以实现信息唯一且信息共享，同时也便于系统扩充。对县级以下小城市或分区电网亦可考虑与现有县（区）调SCADA系统主站共用一套网络和服务器。底层终端横向间视通信介质及其结构的不同，一条线、一个供电片或环上的FTU、RTU间可以RS485串行总线方式连接或点对点通信方式直接与主站或子站连接。当使用光纤通信时，各终端间可以用Lonworks甚至用以太网网络方式相连接，然后通向主站或子站，以提高传输速率，充分发挥光缆的传输能力。一个配电台片内的抄表系统可与配变监测装置共用一FTU或几个配电台片以RS485双绞线相连接后经一FTU与通信干线相连接。
纵向结构则根据城市电网规模、通信网结构、二级机构的设置和信息流量等情况，可设置两层次结构，即自动化的主站至配电终端；或三层次结构即自动化主站至自动化子站（二级站）再至配电终端。对三层次结构的中间层，在规划时就要明确其信息采集范围和监控范围。对特大城市电网也可规划成四层次结构，在主站之上再设中心站。
4.3 对一次系统监控范围的规划
为了实施馈线的故障处理功能，配电系统自动化监控范围应从变电站中压(6～20 kV)出线断路器开始，下至中、低压用户。根据城网规模，结构和管理体制也有少数人主张将其上推到中压母线、变电站主变压器甚至变电站的，其与上级调度SCADA交界点上的设备如出线断路器、中压母线、主变压器或变电站，应是两级监控，一级为主。这时可使变电站自动化RTU既对地调通信也对配控主站通信，也可以通过地调SCADA实施配电自动化所需的变电站有关设备的监控，以避免信息重复采集，硬件重复设置。
4.4 城市电网的建设改造规划
城市电网不仅是供电企业赖以生存的重要物质基础，也是配电系统自动化的基础，没有一个布局合理、结构灵活、转供互带能力很强的城市电网，配电自动化的功能将受到很大的制约。同时它还涉及采集点的设置，信息流的优化传输，通信网的规划选择及自动化系统结构等。城市电网应与配电自动化一并规划建设或先于配电自动化建设改造。从现在起，网络的结构改造、设备的选用，都要考虑到今后开展配电自动化的需要。
4.5 通信系统的规划
通信系统功能不仅是配电系统自动化成败的关键，也是供电企业整个信息交换系统的组成部分；不仅要考虑配电自动化信息传输的需求，还要考虑整个企业信息化的发展需求甚至向社会提供服务的可能，因而需长远规划分步建设。
鉴于配电自动化及企业发展需要，可靠性要求和光缆价格的不断下调以及其性能的优越，配电系统自动化应优先选用光缆通信，特别是由主站至二级站（或变电站）和由二级站（或变电站）至电缆网的开闭所（配电站）应优先选用光缆。变电站至架空干线原则上也可选用光缆，但考虑其易受外力破坏或架空线路路径还要改造等原因，亦可因地制宜地使用其它通信方式。配电台片的集抄系统推荐使用低压载波或扩频载波通信。但任何一个城网的自动化系统使用单一通信组网方式都是不大可能的，应根据各地实际情况，通过性能价格比较因地制宜的选用。对正在使用无线电通信（包括商用电台、微波、扩频等）、中压电力线载波、通信电缆或双绞线等通信方式的，应继续总结经验，兴利除弊，进一步积累经验。
4.6 与负控系统的关系问题
现有的负控系统是在我国缺电情况下出现的，由于现在电力供需形势的变化，应对已建成的系统进行功能转化并进入DA／DMS，当配电自动化的通信系统需要时，可改入配电自动化的通信设备为向主站传送的设备，替代下来的负控终端可装到尚未装设负控的用户或留作备用。尚未建设负控系统的则应考虑随DA／DMS一并建设，使其成为DA／DMS的一个负荷管理即需求侧管理子系统。
4.7 与低压抄表系统的关系问题
低压远方抄表系统的信息量较大，且涉及经济结算，但实时性要求不高，它是一个相对独立的系统，但硬件特别是通信设备应与配电自动化资源共享，同时要与配网自动化方便地交换信息。新建设抄表系统应与DA／DMS统一规划，对已建成的抄表系统当DA／DMS的通信系统到达时，应改入DA／DMS。不应再为远方抄表单独建设远传通道。
4.8 配电一次结线图与地理信息线路图关系问题
实践中，配电调度使用单线图方便，配电生产运行管理、工程管理、用电营业业扩管理使用GIS地理背景布置图方便，因此，配电管理系统应建立在GIS基础平台上，与实时的SCADA－DA一体化设计，实现实时系统与管理系统间的信息交换，切实做到资源共用、信息共享且信息源头唯一，数据、图形同步更新。
4.9 供电可靠率的统计功能扩展问题
国家电力公司已经明确，一流供电企业应试行统计到低压用户（即到供电计量点）的供电可靠率。不少供电企业已提出DA／DMS应设计这项功能。可在低压用户电源入口处的电能表上，附加一断电自动记忆装置，将其记忆数据通过抄表通道送往子站或主站以实现自动统计。
4.10 变电站综合自动化和配电自动化二级子站的一体化问题
当配电二级子站设在变电站时，应考虑其与变电站综合自动化一体化。
4.11 分步实施规划
鉴于配电自动化的面广量大、技术复杂、互联系统较多并要建设在一次电网改造建设的基础之上，故要统一规划、先行试点、分步实施。其关键是统一规划，只有按DA／DMS一体化统一规划，才能实现资源共用，信息高速运转且共享，先后投资资源都得到保护，避免返工浪费。在统一规划下可以先搞一次电网改造，也可以分一个供电区域、供电片或几条线路先行试点，试点片上按规划功能需要现场采集信息的硬件最好一次到位，这既可检验通信系统的功能并充分发挥其作用，又可检验主站系统的软硬件功能，培养锻炼人才 。也可以在试点片上先上SCA－DA及故障处理功能，后上DMS功能，也可先上基于GIS的图形 、设备管理功能后上实时的DA功能，再开发高级应用软件。这时要特别注意的是，后续系统或后建片，要能方便地接入前建系统或前建片，除了要遵循统一规划设计原则外，使用单位要注意索取和保存后建设备及系统接口需要的具体资料。
5 需要继续研究解决的问题
5.1 中性不接地或经消弧线圈接地系统的单相接地故障的检出问题
目前使用的诸如零序电流法、零序功率法、音频信号注入法、高次谐波监测分析法等单相故障选线或检出装置，现场应用均不够理想。有些方法如零序功率检测法还大量增设中性点接地的电压互感器，这又增加了新的不安全因素。当前正在研究开发的小波变换法 、消弧接地系统的残流增量法和多种参数综合分析比较法等很有可能突破这个难点，应抓紧试验研究。
有的提出利用变电站单相接地选线装置，先选出接地线路，然后通过远方操作倒换联络、分段开关的方法，对用户进行不停电找故障段。这对简化配电开关处的一次设备、提高供电可靠性会很有帮助。
5.2 关于断线故障的检出问题
调查中不少单位反映，配电线使用了架空绝缘导线后的单相断线故障有所增加。有资料介绍使用绝缘导线最早的日本，其断线事故曾占整个配电线路事故的62．3%。因此应将断线故障列为配电线的一种故障形式进行监测和隔离。虽利用现有FTU产品，实现这项功能并不困难，但尚未见到这项功能的现场试验。
5.3 关于国产柱上自动开关问题
全面推行配电系统自动化，柱上自动开关用量巨大，故其可靠性、价格将会是配电自动化发展的制约因素。目前，进口开关价格太高，而国产开关的机构、绝缘性能又很难使人放心，因此应着力开发研究。
5.4 关于评价经济效益问题
实施配电自动化确实可以改善供电质量，提高供电可靠率、降低线损(包括发现窃电)、平衡负荷（削峰填谷、三相负荷平衡）、减人增效、提高劳动生产率、更好地为用户服务、推迟电网建设等等，使供用双方都受益，并可大大提高供电企业的现代化管理水平。但在电价机制与可靠率等质量指标挂钩和意外停电赔偿损失机制建立之前，很难得出产出大于投入的结论。
5.5 亟待制定相关的标准和规范
通过标准规范的制定，更好地解决配电系统自动化要做什么、怎么做，使标准统一、规范统一、规约统一，也使设备通用，软、硬件兼容，做到资源充分利用、信息最大可能的共享。
6 结论
(1)就地控制模式的馈线自动化，无论从技术上、经济上、实用性还是发展上讲都是不理想的，不宜在城市电网中应用。
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