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1 引言
电力工业是我国优先发展的基础工业，随着计算机技术、通讯技术的迅速发展，电力系统自动化水平得到大幅提高。近年来，微机型继电保护装置以及厂站综合自动化系统得到广泛应用，同时，各级电力调度部门对调度自动化系统的使用也在不断深入，除完成SCADA功能外，基本实现了高级的分析功能，如网络拓扑分析、状态估计、潮流计算、安全分析、经济调度等，以实现电网的安全、可靠和经济运行，为广大电力用户提供优质的电力服务。
随着社会经济的发展，各行各业对配电网供电可靠性、供电质量、服务质量的要求不断提高，这同时也对供电企业的管理水平提出了更高的要求。只有采用先进的管理方法和高科技含量的管理技术，才能实现这一目标。国家投入巨资对配网、农网进行改造，选用了大量先进的技术和设备，在这一大的前题下，配电自动化系统在我国得到了前所未有的重视，以动态监控与静态管理一体化设计的实用的配网自动化系统也逐渐在各供电公司发挥越来越重要的作用。我们强调的配网管理其中一个重要方面就是对配网自动化系统的管理，这是掌握全网信息做到正确、合理决策的必由之路。一般供电企业，主网调度与配网调度是两种调度系统，分别行使职权，那么调度自动化与配网自动化究竟有什么区别，其各自的特点什么、两个系统如何进行信息共享，是一个值得探讨的课题。
2 各自的特点及分工
从调度员的使用和需求角度来看，调度自动化系统以输发电为调度对象，关心的是发电的成本、输电的损耗，电网正常运行和电网电厂故障时，全电网的静态、动态稳定性。调度自动化系统的控制手段主要是改变调度范围内的全网有功、无功来达到电网的经济运行。SCADA系统作为调度自动化的工具已经覆盖了调度范围中的变电所和发电厂，使调度员关心的电网状态实时准确地显示在调度员的荧光屏上，为调度员准确、及时地下达调度命令提供决策依据。而以配电网为主的调度员面临的问题是，优化配网供电线路，降低电能输送过程中的损耗，提高供电的质量；在发生故障时，能及时的分析出故障位置并能通过网络重构，保障非故障线路段的尽快恢复供电，进而提高整个配电系统的管理水平，提高工作效率，改善服务水平。他们的手段是通过维护检修，对配电网上分段开关的控制与用户接触。由于配电网跨出了相对集中的变电所、电厂，需要监控的设备点多面广，在相当一段时间内，SCADA还不会将所有的配电网的状态实时显示在配电网的调度员面前。CADA／EMS可以说是输发电调度员目前最有效的手段。而DMS则是在SCADA之外能够帮助配电网调度员的计算机应用。这些应用可分为：配网进线监视、配电变电所自动化、馈线自动化和配变巡检及低压无功补偿、地理信息系统、网络分析和优化、工作管理系统、需方管理包括负荷监控及管理和远方抄表及计费自动化和调度员培训模拟系统几个部分。一般认为，DMS是和输电网自动化的能量管理系统(EMS)处于同一层次的，两者不同之处是EMS管理发电和输电，而DMS管理负荷和配电。由于输电系统和配电系统管理的对象性质的差异，在输电网EMS／SCADA系统中，一般提供给调度员的是电力系统的电气接线图，不反映电气设备的地理位置。但在配电网中，仅为配电网管理人员提供这样的电气接线图是不够的。因为：
(1)配电网分布复杂且直接与用户相连，配电网管理人员需要有地理背景的电气设备信息和用户信息，以便及时对电网情况进行分析与处理。
(2)需要在地理背景图中显示实时电网信息(如电流、电压等)和应用软件(如配电网潮流、负荷预报、网络重构)的分析计算结果，以便能够让调度员更直观地了解配电网运行状态的变化及其影响范围。
(3)在进行事故处理、检修等作业时也需要故障位置和电气设备的地理信息。
(4)供电部门的营销和服务，以及在规划、设计、建设中也需要地理信息。地理信息系统的应用使配网自动化系统在开发和实现难度上远远高于调度自动化系统。两系统主要区别如表1所示。
3 两系统的信息交换方案
随着电力系统的发展，对于从发电、输电、变电和用电的综合管理也逐渐的提到日程上来。另外，配电自动化系统和调度自动化系统的分界并没有明显的标准，特别是变电所的10kV出线信息的获取对于两大系统都是必要的。对于一个地区的综合管理，配电自动化系统和调度自动化系统两大系统的信息交换，可以采用网络的方式进行实时大数据量的交换。具体可以通过实时网关机作为中间的联络和隔离，采用TCP／IP网络通信方式，对于两个系统共同确定的数据格式进行信息交换，两大系统的联接示意图如图1所示。
采用TCP／IP的Socket联接，DMS系统为客户端，EMS系统为服务端。联接的建立分两步：第一步是建立传输联接；第二步是传输联接建立后再建立应用联接。传输联接建成而应用联接建立失败后，客户端要负责拆除传输联接。传输联接与应用联接均建立成功后，由客户端发出探询命令，服务端根据探询命令组织数据发送给客户端。交换的数据根据实时应用的不同可以分为实时类数据和查询类数据。查询类数据由于不需要太高的实时性，对于需要大数据量的交换或者受传输限制，可以约定隔一定的时间进行交换更新。实时类数据通信要求保持永久的联接，如果联接中断则要设法重新恢复联接。联接的维护由客户端负责。如果应用联接异常，由客户端重新发起应用联接；如果传输联接中断，由客户端重新发起传输联接和应用联接。配网自动化系统向调度自动化系统发送10kV电网实时运行信息、线路和设备信息、实时地理信息和网络拓扑信息等；从调度自动化系统得到10kV线路保护信息和高压输电网信息等，从调度自动化系统得到变电所出线的遥测、遥信信息。对于变电站10kV出线开关的控制，目前一般由调度自动化实现，随着配网自动化的投入，10kV出线开关如何实现由两系统同时控制成为一个难点。配电自动化系统一般可以采用以下三种方式实现：
(1)配电自动化系统直接控制10kV出线开关，所有的权限验证和操作都在配电自动化系统中进行。
(2)配电自动化系统不控制10kV出线开关，人工通知调度SCADA／EMS侧进行，同时调度系统把控制的结果传给配电自动化系统。所有10kV出线开关的控制权限全部交给调度。
(3)是配电自动化系统发出要求和控制指令，由调度进行权限认证和控制条件检查，进行控制。控制的过程和结果反馈到配电自动化系统上。对于配网自动化来讲，发生故障时，能够及时的控制10kV出线开关以迅速完成故障的隔离和非故障区域的恢复供电是非常有必要的，因此采用第一种做法是能够更好的发挥配网自动化的优势。具体采用那种方式由各供电公司，结合现场实际情况进行选择。
4 结论
通过上述分析配网自动化系统和调度自动化系统的各自的特点以及监控的对象和各自的侧重目的点都完全不同，如何进行信息的交换，发挥各自的优势，同时信息相互共享是电力系统大信息平台的基础。对于两系统的信息交换的核心问题即10kV控制权的归属问题，需要根据各地的实际情况、传统习惯、设备配置、权衡利弊慎重决定。笔者认为，随着配网自
动化设备和管理水平的不断完善和提高，逐步将10kV控制权转移到配网是合适的，这样既可以使配网调度员更直接、更快捷的处理故障和异常，也可以使主网调度员集中精力考虑主网的安全经济运行问题，实现全电网各级调度之间更协调的配合。但根据实践经验，不论采用哪种方式，需要供电公司要责任明确，分工明确，才能真正发挥好两套系统最大作用。
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