1 配电SCADA和GIS系统的集成 SCADA系统和GIS系统一直是沿着各自的技术路线独立发展的。他们各自拥有独立的数据库、独立的人机界面、独立的电网分析算法。GIS擅长空间数据的处理、显示、表现和查询等功能，直接面向配电设备。SCADA系统面向的主要是配电系统的调度和运行人员，对配电系统进行监视、控制以及安全经济调度。同时维护和管理人员经常要掌握实时状况。随着DMS的发展，SCADA和GIS呈现出集成的趋势。SCADA和GIS系统的集成应达到如下要求：确保数据的一致性和完整性;确保数据维护的唯一性;由SCADA系统向GIS提供配电实时运行数据，并保证GIS系统中配网运行数据显示的实时性。由GIS提供SCADA需要的网络结构和属性数据，以保证全系统图形数据的唯一性。
1 配电SCADA和GIS系统的集成
SCADA系统和GIS系统一直是沿着各自的技术路线独立发展的。他们各自拥有独立的数据库、独立的人机界面、独立的电网分析算法。GIS擅长空间数据的处理、显示、表现和查询等功能，直接面向配电设备。SCADA系统面向的主要是配电系统的调度和运行人员，对配电系统进行监视、控制以及安全经济调度。同时维护和管理人员经常要掌握实时状况。随着DMS的发展，SCADA和GIS呈现出集成的趋势。SCADA和GIS系统的集成应达到如下要求：确保数据的一致性和完整性;确保数据维护的唯一性;由SCADA系统向GIS提供配电实时运行数据，并保证GIS系统中配网运行数据显示的实时性。由GIS提供SCADA需要的网络结构和属性数据，以保证全系统图形数据的唯一性。
2 故障清除、隔离和恢复供电的控制问题
配电系统馈线自动化的重要内容之一，就是要迅速清除故障、隔离故障区段，尽可能快地恢复非故障区域的供电，以最大限度地提高供电可靠性，即故障后的网络重构。本文提出几个原则：以停电范围最小、停电时间最短为控制的最优目标;分层控制，凡是能就地完成的事情，就地完成;局部故障局部处理，集中控制和分布式控制相结合的原则。
2.1 网络式保护和控制技术
城市配网一般采用辐射型结构的线路，在经过城网改造后，构成手拉手的双电源环网结构，有时会采用多电源网络结构形式。但网络一般均会采用开环运行的方式，网络中设置一台或几台联络断路器，平时处于开断状态，联络断路器两侧线路用一台或几台重合器分段。
根据选用的分段开关和联络断路器的种类不同，采取的自动化方案也不一样。当采用负荷开关(或断路器)时，线路上的任何一点故障，都需要变电站出口分段器跳闸，以清除故障。当线路末端故障时，也会造成对线路前段和中段负荷的不必要的影响。当采用分段器与重合器配合时，如果保护能够互相配合，故障可就地切除。本文介绍了一种基于网络通信的高速数字式纵向逻辑保护方案，以实现配电线路保护的完美配合，确保线路任何地方发生故障时，开关都能有选择性地、快速正确动作。
该方案的主要思想是：干线采用重合器，分支采用分段器，干线开关的保护在故障时互相通讯，根据级联关系，在感受到故障电流的开关中进行仲裁，让离故障点最近的开关速断跳闸，其余开关转为后备。仲裁是基于各保护的“启动状态”，因此只需要简单的数字通讯，对纵向级联的各保护的“启动状态”进行逻辑比较。
对于主从式通信网络，各从站互相之间不能直接通信，可以在每个环网中设置一个转发和仲裁单元，负责本环网中各开关保护的保护状态信息的收集和仲裁。同时仲裁还是基于本网络的拓扑结构的，因此保护仲裁单元将保留有各开关的连接关系及当前合分闸状态。
线路上的开关可以是重合器，也可以是负荷开关，这两种方式在故障处理时有所区别。
使用本技术可以使故障停电范围最小、停电时间最短。
2.2 三层控制结构及关系
故障清除和故障区段前的隔离利用数字式纵向逻辑保护技术由终端层完成。
主站负责跨区域的故障处理，同时可以对子站的处理结果进行优化，也作为子站的后备。
2.3 集中控制和分布式智能的结合
集中控制，顾名思义就是在故障后，子站(或主站)收集所有终端的信息，再经过网络拓扑分析和计算，确定故障隔离和恢复供电方案，下发命令，让终端执行。为了提高控制的可靠性，这里介绍一个分布式智能的概念。它可以在两个层次上来表述：不依赖子站和主站，终端之间利用对等式网络，相互之间通讯，了解相邻开关的信息结合自己的状态，判断故障位置，自己作出分闸或合闸的决定，达到隔离故障和恢复供电的目的。不依赖子站、主站和通讯网络，完全依靠每个终端自己检测开关状态、两侧电压以及流过开关的电流及其它一些信息，自己作出分闸或合闸的决定，达到隔离故障和恢复供电的目的。
将集中控制和分布式智能有机结合，采用集中控制为主、分布式智能为后备的方案。在通讯和控制中心的计算机系统都正常的情况下，采用集中控制策略。控制中心不正常甚至通讯也不正常的情况下，自动使用分布式智能，确保故障的隔离和恢复供电的控制正常进行。3 系统集成
系统集成包含两个方面的意思：一是控制中心的各种自动化系统通过计算机网络互联、集成，如配电自动化系统与地区调度自动化系统、负荷控制系统、用电管理自动化系统、管理信息自动化系统的通讯和集成。另一方面的意思是各种自动装置和系统与配电自动化系统的子站和终端层直接相联。
3.1 在控制中心与其他自动化系统互联
系统之间通过路由器和交换机进行网络连接。在这种网络物理连接方式下，数据交换可采用程序级数据交换和数据库级数据交换两种模式。程序级数据交换是两个不同的系统运行各自的通信程序，接收对方通信程序发来的信息并向对方的通信程序发送对方所需要的信息，这种模式实时性好，交换速度快;数据库级数据交换时系统之间以约定的数据格式(结构)将数据定时写入关系数据库中，系统之间通过关系数据库读取共享数据，该模式实现简单，但实时性稍差。与MIS系统最简单的通讯是在配电自动化主站中设置Web服务器，供MIS网上用户浏览实时信息和有关配电管理系统信息。
3.2 与变电站综合自动化系统之间的集成
配电网自动化系统与变电站综合自动化系统可采用如下几种集成方式。第一种是：配电网自动化系统与调度SCADA实现接口，配电网自动化系统实时接收调度SCADA转发的变电站出线的实时信息，实现变电站出线的遥测、遥信功能，并借助于地调向下转发遥控命令。第二种是：配电网自动化系统在子站处与变电站综合自动化系统直接进行连接，实现遥测、遥信和遥控功能，变电站同时与两个系统通讯。前一种方式是间接连接，优点是变电站自动化系统不需改动，但原调度自动化系统需做适当改动，增加与配调的实时通讯功能，且现行的调度管理体制要做相应改动。后一种方式更直接、速度更快、效率更高，但有些变电监控RTU需要进行改造，才能与子站互联。第三种方式是：配电自动化系统主站直接接管对66 kV变电站的监控，所以变电站直接与配电主站通讯，由配电主站向地调SCADA转发数据。
当变电站自动化系统是综合自动化系统时，可以在后台与子站局域网直接互联，新建变电站更进一步可以将变电站的监控系统后台与配电自动化系统的子站系统合二为一。
3.3 与配变监测、用户抄表系统的集成
配变监测和用户抄表系统处于系统底层，监测点多，实时性要求不高。一般先在底层按小区域联网，再通过配电监控系统主通道向主站转发。配变监测装置(TTU)一般可以先用RS485等现场总线互联或用音频电缆(双绞线)通过专线MODEM互联。可以有两种方法向上转发：方法一，通过安装在FTU处的通讯装置，以独立的通道向上转发，不与FTU打交道;方法二，将现场安装的FTU作为中转单元，它收集TTU的数据，并通过FTU通讯的主通道向上转发。第一种方法，TTU自己自成系统，系统便于调试和管理，但需要有独立的通道。第二种方法需要FTU提供向下的通讯接口及协议以及向上通讯的转发协议，影响FTU标准性，且维护复杂，并且由于与FTU共用一个向上的通道，会影响FTU的通讯速度。在线路上使用光纤通讯时，往往在FTU处使用多通道的光端机，它不但可以传送FTU信息，而且可以用剩余的通道分别传送TTU的信息、低压抄表信息以及必要时的保护信息，这种情况下方法一更好。
