國家電網公司從20世紀90年代初就開展了配電網自動化系統(tǒng)的試點工作，先后進行了一系列大量的科技試點和運行實踐活動。隨著智能電網技術的發(fā)展，技術、產品不斷革新。與一次側電網相比，智能配電網發(fā)展相對不快，主要原因如下：
（1）配電網涉及范圍廣、投資大。配電網所測控的對象包括開閉站、環(huán)網柜、分段開關、聯絡開關等，需要進行監(jiān)測的設備眾多，但由于經濟等方面的限制，實際的測量設備安裝數量遠遠無法滿足需要。而且，由于設備性能、安裝環(huán)境等方面的原因，配網量測終端采集的數據受外界干擾較大，數據可用性不高。
（2）已建配電網的配電網自動化終端安裝、電動操動機構改造等實施難度大。
（3）在試點過程中存在不少誤區(qū)。如存在認識偏差，過分追求狹義的故障處理功能（DA），沒有建立整體全局觀，導致配電網自動化系統(tǒng)綜合效益無從顯現。
（4）中心主站系統(tǒng)沒能很好地融合到綜合信息系統(tǒng)，沒能很好地服務于配電網的規(guī)劃、運行、維護；缺乏對整個配電調度管理系統(tǒng)的統(tǒng)籌考慮，大大限制了配電自動化系統(tǒng)的易用性和實用性。在過去近20年的配電網自動化改造當中，真正整體實現了配電網自動化的區(qū)域非常少見，這與智能電網所要達到的目標，出現了非常大的差距。
國家電網公司提出了智能配電網步步推進的技術路線圖。配電網自動化作為智能電網發(fā)展的關鍵技術也備受重視。
在新一輪以智能電網為核心的配電網自動化系統(tǒng)建設過程中，給出新建項目技術方案的同時，應充分考慮到已建項目正處于運行之中的特點，必須考慮到因實施配電網自動化改造而帶來的對運行可靠性的影響，及前述配電網自動化已存在的缺陷。配電網自動化所需要的數據基礎主要是電流和電壓，其他數據基本上都可以通過電流和電壓數據計算來獲取，為此希望在智能電網范疇內的配電網自動化改造過程中，能夠結合目前存在的缺陷，找到一個盡量降低缺陷影響的新辦法和新思路。
2004年IEC60044-8《互感器電子式電流互感器》技術標準頒布以來，有的新建變電站采用了光纖電流互感器技術，光纖傳感技術已融入到智能變電站中。但是同時也必須認識到，在高電壓等級所采用的光纖電流互感器技術，在穩(wěn)定性、抗干擾性能等多個方面，還存在很多問題。目前尚不能做為成熟產品來應用。
國內10kV網架的配電終端所采集的數據，都是基于傳統(tǒng)電磁原理的互感器，主網的先進技術遲遲不能應用到配電網領域。在配電網自動化改造過程中，對已存在的一次系統(tǒng)加裝電流互感器，也成為一項比較耗時費力的工作。為了破解這個困擾業(yè)界的難題，將新型傳感技術運用到配電網自動化的電流互感器當中，替代傳統(tǒng)電流互感器就變得非常必要和迫切。
光纖電流互感器的提出及研制
光纖技術測量電流始于20世紀60年代，1963年美國就已經在230kV變電站中掛網運行。1979年英國掛網運行了全光纖互感器，1993年我國在廣東電網運行了華中科技大學研制的光纖電流互感器；進入2000年后，許繼集團聯合華北電力大學，南瑞集團聯合航天科技，ABB、西安創(chuàng)維等都在國內電網上試運行了光纖電流互感器；近幾年上海嘉定變電站等投運了光傳感電流互感器。
以上的技術和產品主要集中在高電壓等級的主網，在中壓領域開展光纖傳感技術研究，國內尚未有實際應用產品。
而在國外，擁有150萬客戶的丹麥最大電力公司DONGEnergy在2002年提出需求：“希望能有產品在不停電、不破壞現有運行設備的條件下，具有檢測中壓電纜線路故障和電流的精確測量功能。”經廣泛調查后發(fā)現市場上沒有符合條件的標準定型產品，為此，DONGEnergy發(fā)起并聯合丹麥大學光學實驗室及相關機構，組織了公司專攻技術與工程應用。2004年，光纖電流互感器在DONGEnergy實現了現場運行，配電終端以光纖互感器為基礎，具有“技術先進、功能實用、安裝便捷、適應智能電網需求、可靠性高”等特點，目前在全世界20多個國家的配電網領域得到實際運行應用。
經過了工程實踐和不斷完善，以光纖電流互感器為主體組成的配電網自動化系統(tǒng)，已成為一個專業(yè)的、相對成熟的技術產品體系。
光纖傳感配電終端通過光纖電流互感器來采集運行時的電流量，配合FTU/DTU所采集的電壓量，可以將有功功率、無功功率、頻率等信息進行精確計算，以及判斷短路故障電流、接地故障和故障距離等，采集精度高，計算量準確；還有多路信號采集回路及控制輸出回路；通過通信模塊，以網絡RJ45、無線GPRS及串行RS485/232為物理接口，以IEC60870-5-101/104和CDT協議和配電網自動化系統(tǒng)主站實現雙向數據交互。也可以通過IEC61850協議，實現光纖電流互感器獨立發(fā)布數據。
