1. 起步阶段（1980s-1990s）
技术引入：改革开放后，中国开始从国外引进配电自动化技术（如SCADA系统），并在上海、北京等大城市进行试点应用。
初步应用：以故障检测和远程遥控操作为主，整体自动化水平较低，应用范围有限。
政策背景：原电力部制定“电力系统自动化”发展规划，推动国内配网自动化试点建设。
2. 探索阶段（2000-2010年）
标准化建设：国家电网公司发布《配电自动化规划设计导则》，规范技术发展方向。
区域试点扩展：东部沿海城市（如深圳、杭州）建立区域性配电自动化系统，成功实现馈线自动化（FA）功能。
技术局限：主要依赖光纤通信，成本较高，难以大规模推广至农村地区。
3. 快速发展阶段（2011-2020年）
智能电网驱动：国家“十二五”“十三五”规划明确提出发展智能电网，配电自动化成为核心环节。
广域覆盖：
- 城市配网自动化覆盖率提升至80%以上。
- 农村电网通过“农网升级改造”逐步实现基本自动化。
关键技术突破：
- 无线通信（4G/LoRa/NB-IoT）替代光纤，降低成本。
- 配电终端智能化（DTU/FTU/FDU）普及。
- 配网自愈、状态监测等高级功能实现。
典型项目：江苏、浙江等地建成“不停电作业”示范区，提高供电可靠性。
4. 数字化转型阶段（2021年至今）
政策推动：“双碳”目标下，《“十四五”现代能源体系规划》提出“推进配电网智能化升级”。
云网融合：基于云平台的配电管理系统（DMS）广泛应用，整合大数据分析与AI算法。
新型电力系统适配：
- 应对光伏、储能等新能源接入。
- 推动柔性配网和虚拟电厂技术发展。
疫情影响：加速“非接触式”运维和数字化工具的应用。
当前发展现状（2023年）
区域差异显著：
- 一线城市及发达省份：配电自动化渗透率达90%，实现毫秒级故障隔离。
- 县域及农村地区：覆盖率约60%-70%，仍依赖人工干预。
技术架构特点：
- 主站系统：省级集中式架构向地市级分布式演进。
- 终端设备：国产化率超80%（如南瑞、许继电气主导市场）。
- 通信网络：5G、电力载波通信（PLC）等多模态融合。
痛点问题：
- 数据孤岛：不同厂商设备协议不统一，跨系统集成困难。
- 运维成本高：老旧设备改造需求迫切，农村电网投资回报率低。
- 安全风险：网络安全防护体系仍待完善。
未来5-10年发展趋势预测
1. 技术驱动方向
数字孪生与AI赋能：
- 构建高精度配网数字孪生模型，实现“虚拟调试+实时优化”。
- AI算法预测负荷变化，动态调整供电策略（如配网重构）。
新型电力系统融合：
- 支持大规模分布式电源（光伏、风电）接入，发展柔性配电技术（如MMC柔性直流）。
- 推动“源-网-荷-储”协同控制，提高新能源消纳能力。
边缘计算与物联网：
- 边缘侧部署智能终端，减少云端依赖，降低延迟。
- NB-IoT/LoRaWAN覆盖低压配网末端设备（如智能电表、传感器）。
2. 业务模式创新
配电服务市场化：
- 售电侧改革推动配电企业向“综合能源服务商”转型。
- 提供增值服务，如需求响应、能效管理。
用户侧互动增强：
- 通过APP实现用户参与配网调度（如电动汽车充电峰谷调节）。
- 发展微电网（MW级）与主网协同，提升局部供电可靠性。
3. 政策与投资热点
新型城镇化与乡村振兴：
- “县域配电网升级行动”加速推进，2025年农村电网自动化覆盖率目标达80%。
- 城乡差距缩小，推动低压配网柔性化改造。
绿色低碳导向：
- 配网自动化助力“双碳”目标，重点支持工业园区碳中和场景。
- 加大氢储能、超导电缆等前沿技术试点。
4. 关键挑战与对策
技术挑战：
- 跨品牌设备互联互通：需加速制定统一的通信协议（如IEC 61850）。
- 网络安全：部署区块链、零信任架构等提升安全防护能力。
经济挑战：
- 投资回报周期长：探索PPP模式引入社会资本。
- 电价机制改革：通过峰谷电价差激励用户侧参与需求响应。
总结
未来5-10年，中国配电自动化将进入“智能化+低碳化”双轮驱动阶段，技术重心从“被动响应”转向“主动服务”，逐步构建具备自感知、自决策、自修复能力的新型配电网络。预计到2030年，全国配电自动化覆盖率将超过95%，支撑可再生能源占比30%以上的电力系统安全稳定运行。
