发布时间：2023-05-29 16:03:30
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①自动化开关设备相互配合的配电自动化阶段:主要设备为重合器和分段器等，不需要建设通信网络和计算机系统，主要功能是在故障时通过自动化开关设备相互配合实现故障隔离和健全区域恢复供电。②通信网络、馈线终端单元和后台计算机网络的配电自动化系统:在配电网正常运行时能起到监视配电网运行状况和遥控改变运行方式的作用，故障时能及时察觉，并由调度员通过遥控隔离故障区域和恢复健全区域供电。③增加自动控制功能:随着计算机技术发展，产生了第三阶段的配电自动化系统。现阶段的配电自动化以此为目标建设和完善。
2配电自动化管理系统需注意的问题
①规划和建设好配电网架:规划和建设好配电网架，是实现配电自动化及管理系统的基本条件。常用的配网接线有树状、放射状、网状、环网状等形式，其中环网接线是配网最常用的一种形式。将配电网环网化，并将10kV馈线进行适当合理的分段；保证在事故情况下，110kV变电容量、10kV主干线和10kV馈线有足够转移负荷的能力。
②解决好实时系统与管理系统的一体化问题:由于配电自动化(DA)涉及的一次设备成本较大，目前一般仅限于重要区域的配网使用，而AM/FM/GIS则可在全部配网使用。若使用一体化可通过AM/FM/GIS系统在一定程度上弥补DA的不足，故配电自动化及管理系统的实时SCADA和AM/FM/GIS的一体化颇为重要。所谓一体化，是指GIS作为计算机数据处理系统平台的一个组成部分，整个系统的实时性和数据(包括图形数据)的一致性得以保证，使得SCADA和AM/FM/GIS通过一个图形用户界面(GUI)集成在一起，从而提高系统的效率和效益。
③配置合理的通信通道:通信系统信道的选用，应根据通信规划、现有通信条件和配电自动化及管理系统的需求，按分层配置、资源共享的原则予以确定。信道种类有光纤、微波、无线、载波、有线。主干线推荐使用高中速信道，试点项目建议使用光纤。
④选择可靠的一次设备:对一次开关设备除满足相应标准外，还应满足配电自动化及管理系统的要求：第一三遥接口。模拟量接口：电流互感器或电流传感器，电压互感器或电压传感器；状态接口：开关分、合状态，开关储能状态，SF0压力状态；控制接口：分闸控制，合闸控制。第二操作电源。满足开关操作时的电源供应：交流失电后，与控制设备配合能满足数据通信和故障隔离、恢复供电对动作次数的要求。
3配电自动化的发展趋势
①从多岛化到集成的配电管理系统DMS：传统的配电自动化，是由一些单项、分散的多岛自动化所组成，功能相互重叠、数据不能共享、通道不能借用、功能不能互补。借助计算机通信和网络技术把单项自动化系统相互连接起来，例如将配电网数据采集和监控（SCADA）、负荷管理(LM)和管理信息系统（MIS）通过少量接口转换实现互联而组成一个混合系统。解决问题的最佳途径，即遵循“开放系统”最大限度地保护用户原有硬软件投资的原则，采用开放系统结构(OSA)，实现多应用系统产品厂家系统集成的道路。
②配电网优化运行:电力市场的不断完善迫使电力企业以效益为目标，把工作重心转移到效率管理、降低成本和为用户提供优质服务上。这使得供电企业必须不断地分析电网的运行性能、制定电网优化运行方案。
③定制电力技术的应用:定制电力(CustomPower)技术是NarainG.Hingorani任职于美国电力科学研究院(EPRI)时和柔性输电(FACTS)技术一起提出的。其核心内容是电力电子设备的应用。该项技术可解决电压突升、突降和瞬时断电等配电系统扰动所引起的种种问题，可补偿电压下降及短时断电，对谐波进行有效的滤波，补偿相电流的不平衡，改进功率因数，其对提高供电质量方面有着广阔的前景，值得研究。
总之，配电自动化及管理系统具有实时性好、自动化水平高、管理功能强之特点，能提高供电可靠性和电能质量、改善对用户的服务，具有显著的经济优越性和良好的社会综合效益，因此开发出技术先进、功能实用的配网自动化系统是大家共同的目标。
参考文献：
[1]王晓春.配电自动化系统功能探讨[J].华北电力技术,20
【关键词】农村电网；配电；新技术
配电网自动化是当前配电网建设的热点，无论城镇、农村都把配电网建设、改造及自动化实施列为工作重点，投入大量的资金、人力和物力，其目的都是为了扩大供电范围，增强供电能力，提高供电可靠性，优化电力服务。
1 配电系统保护现状
我国农网相继引进一些进口重合器、分段器（主要是英、美两国的产品）和日本东芝公司的真空自动配电开关（以空气作为外绝缘）。参照部农电司组织制定的农村小型化变电站第二模式方案，国内已上网运行的重合器绝大多数装设在变电所，用作变电所各10kV出口保护开关。就建没小型化变电所而言，重合器应用达到了预期的目的。目前，除少量柱上油开关和跌落式负荷开关外，配电系统尚无其它保护设备。因此，配电网上任意点的水久性故障多数将反馈到变电所出口重合器，致使重合器跳闸造成整条配电线路断电。可以认为，现有重合器的应用效果相当于具有重合闸功能的开关，仅起到了类似于变电所户外式10kV开关的作用，设备的技术性能优势远未能发挥出来。重合器的应用不仅在于保护变电所，而且应与配电网上相应的开关设备形成保护配合。对配电网整体构成有层次、有逻辑性的保护。因此，在变电所已具备重合器的前提下，研究我国的配电系统保护自动化发展模式。
2 配电网自动化实施的技术原则和目的
2.1 实施配电网自动化应遵循的技术原则
2.1.1 可靠性
要求具有可靠的2个以上的电源点，其电网结构、设备、控制器、RTU、FTU、通讯、中心主站及硬件设备都应具有较高的可靠性和稳定性。
2.1.2 分散性
由于配电网地域分散广，应尽量实现功能分散，在发生故障时能实现就地监控，就地处理。
2.2 实施配电网自动化的目的
实施目的是为了提高配电网的供电可靠率，改善供电质量，降低损耗，降低运行费用，提高企业经济效益，给用户提供更加优质的服务。
3 实现配网自动化的技术要求
3.1 配电网络要求
要求首先应建立本县区域内接线合理、结构牢固的10kV配电网络，其供电电源点、供电半径、导线截面、导线架设、设备装备水平等应满足配电网自动化的技术要求；满足正常情况下的供电可靠、损耗小、运行稳定、电能质量高的要求；还应满足在环网供电情况下出现故障时，能够进行故障定位和故障隔离，并改变负荷供电路径；能够解除分支线路过负荷，实现平衡负荷、保证电压质量、降低损耗等方面的运行要求。
3.2 对控制中心站的技术要求
由于县域面积普遍较小，通常县域配电网接线比较简单，重点用电大户较少，中间层的FTU、TTU数量不会太多。因此可以只建立主站控制中心，而不必建立分区站。也就是所有的RTU、FTU、TTU都可以直接与主站控制中心进行通讯联络。县域配电网自动化主站是整个系统的核心，它除了完成配电网SCADA功能外，还应为DMS系统在线和离线应用提供支持平台。因此它应满足以下技术要求：
3.2.1 满足配电网大量实时数据的采集处理和电网监控功能，有足够的响应性
3.2.2 满足长期在线稳定运行的要求，具有足够的运行可靠率
3.2.3 有良好的开放性，硬件、软件、接口符合国家（国际）标准
3.2.4 采用分布式结构，具有良好的网络性能，便于系统扩展、互联
3.2.5 系统的配置应具有一定的先进性和较高的性能价格比
3.3 设备选择
3.3.1 配电网用开关设备
凡是在配电线路上使用的开关设备应具有电动、手动操作的双重功能，且合闸与分闸速度不应受到外界人为因素的影响。配电线路上用配电断路器宜采用真空型，应符合配电网自动化的方案，能自行隔离线路故障，而不引发到变电所内部，以免事故扩大。当选择的配电网自动化方案一次设备与通信软件不能同时完成时，应选用重合器方案，重合器可以选用自具功能、机电一体化的SF6重合器，其优点是自具保护控制功能、整体灵活方便。也可选用真空开关配保护控制器组合成重合器。配电网采用的真空分段器应具有远动的就地遥控、电动、手动操作功能，并按要求在两侧加装明显断开点和保护装置。采用跌落式分段器时，安装的高度和位置应便于操作。户内负荷开关应具有远方和就地操作功能；配电线路分段处装设的避雷器应选用带间隙型的氧化锌避雷器。
3.3.2 保护装置
配电网用的重合器、断路器必须配有可靠的保护装置，保护装置必须经过严格的试验，使用的环境温度应满足-20～+75°及湿度95% 的要求，并应具有防电磁干扰的性能、具有远动通信功能和接口，能对配电线路故障进行监测、判断和执行。保护装置应是一个独立的单元，可与断路器一体化安装或分体安装。
3.3.3 远动装置
配电自动化所用的运动装置应是独立、单元化的结构。采用交流采样时，其精度及各项指标应符合电力标准的要求。远动装置户外安装应符合户外运行的环境和温度要求，并具有以下基本功能：能随时正确无误地接收和发送遥控（遥分、遥合）命令；能即时反馈遥控的信息，确定分合位信号及非正常操作时事故变化信号以及电气测量和事故记录等。
4 重合器与重合器的保护配合
电子控制型重合器间的保护配合可通过最小开断电流值和时间-电流曲线的变化来实现。其关键是任意电流值所对应的两组重合器时间一电流曲线间的时间差。为避免造成两组重合器同时动作，不同类型重合器所要求的曲线间最小时间差值也不同。
变电所二次侧重合器与线路上的重合器形成保护配合时，为消除瞬时故障。变电所重合器至少应设有一次快动.与之配合的负荷侧重合器快动次数应大于或等于变电所重合器快动次数。两组重合器的延时曲线也应形成配合。负荷侧的重合器应在后备保护重合器快动以后，慢动以前，开断闭锁，切断永久性故障点。
5 配网自动化要注意的几个问题
5.1 建设和改造县域配电网，建立起县域多电源供电的配电网络（一般要求有2个电源点），县域10kV配电网要具备环网供电的能力，正常情况下可开环运行。
5.2 建立10kV配网自动化控制中心配网自动化控制中心采用的是先进的计算机技术、通讯技术、控制技术，它由计算机前置机、打印机、通讯设备、模拟接口、UPS电源等硬件设施和相应的软件组合而成。10kV配网自动化控制中心一般应该和县调度所设在一起。
5.3 县域配网的自动化建设要实现对配网线路的遥控、遥信、遥测，并通过运行方式的转换达到清除10kV线路上的瞬时故障、隔离永久性故障，恢复正常线路段的供电，通过联络开关转代相关负荷，提高供电可靠性。
5.4 目前还不具备条件的地方可开展一些配网自动化的前期工作，对农村供电线路较长、负荷较大的配电线路应加装分段器。通过10 kV线路出口重合器（或重合开关）与分段器的自动配合，实现清除线路上的瞬时故障，隔离永久性故障的配电线路半自动化方案。这一方案每条线路一般只增加2～3个分段器，不用通讯就可以实现，这项工作投资省、见效快，且降低故障停电时间和缩小停电范围。
【参考文献】
关键词：铁路变(配)电站，综合自动化，结构设计
1.概述
变（配）电站的综合自动化系统是保护系统微机化之后的又一发展方向。随着微机保护设备逐渐取代传统的继电保护设备的日益广泛使用，越来越多的微机智能设备出现在变（配）电站中。如何将这些独立的设备信息组织起来，建立一个集中的信息平台进行管理控制就成为变配电站综合自动化系统的题目。
2.现状
一般来说，现在的新建和经过微机保护改造的变配电站，都在一定的程度上实现了变配电站的综合自动化。但对于微机集中抄表、模拟显示屏、直流屏等设备，铁路变配电所对这些系统的综合集成都比较少，有较大的改进余地。
3.改进
在变配电站的综合自动化系统中，每个变配电站的微机后台系统将不仅仅是提供简单的操作界面，而将变成整个变电站的信息中心。它将集成变配电站内的所有职能设备系统，通过变配电站的综合自动化系统，变配电站将成为整个电网自动化系统的一个节点，值班人员将大大减轻劳动负荷。
4.设计
4.1总体结构
根据现代变配电站综合自动化系统的设计常规，变配电站综合自动化系统被划分为间隔层、通信层、站控层三个不同的层面。间隔层是基础的底层智能设备，负责基础功能执行和数据采集工作，同时，间隔层的设备还担负着隔离强电和自动化系统中的弱电的任务。通信层是联系站控层和间隔层的通信层的通信设备，负责将间隔层的通信信息转变成站控层能够读取的信息，同时也起到隔离站控层和间隔层的作用。
4.2间隔层的选择
综合自动化变配电站的综合自动化实质上是一个综合的数据处理系统，其自动化系统必须首先采集各自动化分系统的状态数据然后才可以进行分析处理。因此各分系统必须首先拥有可以同计算机系统通信的能力。
4.2.1微机保护设备的选择
对于微机保护设备，首先要根据保护功能的不同要求选择不同类型的保护设备，并在满足可靠性和成本要求的情况下尽量选用更先进的设备。
在大的方面分，可分为国产设备和进口设备两大类。在装置使用上，国内和国外厂家的保护装置差异较大。在保护功能投切和定值修改上，国内厂家比较常见的是通过装置内部的状态字来进行保护的投入和推出，国外厂家产品一般都为可编程保护，保护装置的投切都需要软件编程后固化在保护装置内来完成，相比而言，国内保护装置操作简便，国外保护装置功能更灵活。
在通信接口方面，国内厂家主要使用CAN网络或RS485串口通信形式。国外厂家的通信接口则主要使用RS232形式；在通信协议上，国内厂家大多使用自己开发的通信协议，而国外厂家大多使用国际标准的DNP、IEC101、IEC103等通用规约。因此相对而言，国外设备更容易集成，国内设备则同自己的后台系统集成更完美。
铁路变配电站主要是110KV牵引变和10kV配电所两类，对于10kV配电所的保护设备的选择上，国产成套设备是较好的选择。使用简单，价格较低。对于110KV的牵引变电站，国内也有成熟的设备系统，也是较好的选择。但在高端的保护装置上，由于国内和国外设备的差价并不大，也可以考虑成熟的进口设备。
4.2.2智能电度表系统的选择
电度表抄表是变配电站中最普通、最枯燥的工作，电度表集中抄表可以大幅的减少工作量，而且更准确快捷，减少人为失误。电度表的集中采集主要有两种，一是采用脉冲电度表；另一种形式是直接使用智能电度表，这些表国内以湖南威盛和江西华立为代表。除此之外，市场上还有一类智能电能测量装置，比如瑞士DAE公司的Accuvim系列为代表，这些设备除了有计量电度功能外，还能进行遥信采集和遥控功能，在电度计量要求不高的地点，这类设备是更好的选择。
4.2.3五防及模拟屏系统的选择
五防及模拟屏系统常常被整合为一体，称为五防模拟屏。其作用在于防止误操作。一般在地方的变配电所所常见，但铁路上大多为单纯的模拟屏系统。铁路变配电站现阶段大多采用机械或电器连锁来防止误操作。由于连锁电磁铁经常会处于带电状态，有时会导致电磁铁损坏，采用五防装置后可以从另一种方法防止误操作问题出现。
4.2.4站用直流电源系统
站用直流系统一般指直流屏，通常直流屏包括控制屏和电池屏两部分，而且市场上成熟产品极多，这些直流屏大多有标准的RS232或RS485通信端口，也使用标准的CDT或MODBUS通信规约。论文格式。将它集成到系统中也较容易。一般软件都拥有为其预留的通信协议，因此只要为装置分配一个通信接口，设置好相应得通信参数就可以通信上。
4.2.5卫星GPS对时系统
卫星对时系统是变配电站综合自动化系统中的重要组成部分，通过精确时，可以使不同变配电站具有相同的时间参数。在发生故障时，由于各站都有相同的时间坐标，通过精确的顺序事件记录（SOE），可以方便的分析故障起因和发展过程。一般的卫星时钟都有两种对时方式，一是通过串口通信同计算机通信，另一种是通过专用的IRIG对时接口直接给装置对时。不过由于只有少数高端设备具有装置直接对时接口，通过变配电站的后台直接对时是最常用的方式。
4.2.6故障录波系统和VQC无功自动调节系统
如果需要，变配电站会配备故障录波系统和VQC无功自动调节系统。专用的故障录波装置可以弥补录波长度的限制。VQC无功自动调节系统通过投切电容器和调节变压器挡位，可以有效的对系统的功率因数进行调节。对于铁路变配电站来说，10kV的贯通和自闭线路由于负荷特点，输电线路较长，且正常负荷并不大，往往导致功率因数低下。单纯靠人工投切电容器较难控制。论文格式。至于110KV的牵引变电站，大部分情况也是人工投切。因此VQC系统在铁路变配电站上还大有应用潜力。
4.2.7其它间隔层设备
除了这些较大的项目，间隔层中一些比较零星的监控数据和信号，可以通过遥信采集装置采集起来，对于一些无法通过微机保护单元采集的开关位置信号，可以通过开关量采集单元进行采集，通过通信端口送入电脑。
4.3通信层的选择
一旦决定间隔层的设备，整体通信层的结构也就确定了，由于设备的接口RS232、RS485接口比较多，考虑到通信层次上的电气隔离需要，应设置一层接口转换/隔离设备。串口服务器Nport是一种简单的计算机端口扩展设备，也可以方便的为计算机扩展虚拟串口。同时它是网络设备，直接安装网络上就可，使用方便灵活。
如果要使用Nport之类的端口转换设备，就要在系统中建立工业以太网，由于这类设备较多，选择和使用都很方便。论文格式。
4.4站控层的选择
站控层选用一般的工控机就可以，也可以配备打印机等辅助设备，为了保证系统的可靠性，可以选用双机冗余的设计方式。站控层接在通信层的工业以太网上，维护切换都很方便。
5.总结
总体来讲，铁路变配电所是一个比较小的综合自动化系统，其设计难点在于在间隔层中满足铁路供变电系统的特殊要求上，对于供电的可靠性被排在首位，馈线备自投、进线备自投、互锁设计等是整个自动化系统的中心。因此功能完善可靠的微机保护装置的选择也更为重要，一旦微机保护设备被确定下来，那么变配电站的综合自动化系统结构也 就被基本定型，因为每个微机保护设备厂家都有一套自己的后台综合自动化软件，而且针对自己的产品，厂家自己的软件会是配合最好的。
一套好的综合自动化系统，能够有效地提高变配电站的工作效率，减少值班人员的工作强度。
总体上，变配电站的综合自动化是一个比较复杂的题目，随着科技的进步，其变化和进步也日新月异，变配电站的综合自动化也在不断进步。这里只是作者在工作实践中的一些体会总结，不当之处还请专家指正。
论文摘要：本文主要分析了配电自动化系统的组成、技术现状、存在的问题以及发展方向。
1配电自动化系统的组成
配电自动化是指利用现代电子计算机、通信及网络技术，将配电网在线数据和离线数据、配电网数据和用户数据、电网结构和地理图形进行信息集成，构成完整的自动化系统，实现配电网及其设备正常运行及事故状态下的监测、保护、控制、用电和配电管理的现代化。配电自动化系统包含以下四个方面：
变电站自动化系统：指应用自动控制技术和信息处理与传输技术，通过计算机硬软件系统或自动装置代替人工对变电站进行监控、测量和运行操作的一种自动化系统。
10kV馈线自动化系统：完成10kV馈电线路的监测、控制、故障诊断、故障隔离和网络重构。
配电管理系统：是指用现代计算机、信息处理及通信等技术，并在GIS平台支持下对配电网的运行进行监视、管理和控制。主要功能有：数据采集和监控(SCADA)、配电网运行管理、用户管理和控制、自动绘图设备管理地理信息系统(AM／FM/GIS)。
用户自动化系统：用户自动化即需求侧管理，主要包括负荷管理、用电管理、需方发电管理等。
2配电自动化系统现状分析
2．1配电自动化技术现状
配电自动化的发展大致分为三个阶段：
第一阶段是基于自动化开关设备相互配合的配电自动化阶段，主要设备为重合器和分段器等，不需要建设通信网络和计算机系统。其主要功能是在故障时通过自动化开关设备相互配合实现故障隔离和健全区域恢复供电。这一阶段的配电自动化系统局限在自动重合器和备用电源自动投入装置。自动化程度较低，具体表现在：①仅在故障时起作用，正常运行时不能起监控作用，不能优化运行方式；②调整运行方式后，需要到现场修改定值；③恢复健全区域供电时，无法采取安全和最佳措施；④隔离故障时需要经过多次重合，对设备冲击很大。这些系统目前仍大量应用。
第二阶段的配电自动化系统是基于通信网络、馈线终端单元和后台计算机网络的配电自动化系统，在配电网正常运行时也能起到监视配电网运行状况和遥控改变运行方式的作用，故障时能及时察觉。并由调度员通过遥控隔离故障区域和恢复健全区域供电。
随着计算机技术的发展，产生了第三阶段的配电自动化系统。它在第二阶段的配电自动化系统的基础上增加了自动控制功能。形成了集配电网SCADA系统、配电地理信息系统、需方管理(DSM)、调度员仿真调度、故障呼叫服务系统和工作管理等一体化的综合自动化系统，形成了集变电所自动化、馈线分段开关测控、电容器组调节控制、用户负荷控制和远方抄表等系统于一体的配电网管理系统(DMS)，功能多达140余种。现阶段的配电自动化以此为目标建设和完善。
2．2配电自动化面临的问题
电力市场环境下的配电自动化系统必须在以下几方面加以提高和改进。
高度可靠和快速反应的变电站、馈线自动化系统。在电力市场环境下，为了保障终端用户的供电可靠性，自动化系统不仅要求能够正确判断故障、隔离及恢复故障，而且要求加大对自动化系统的投资，增加快速、可靠的开关及控制装置，尽量减少对用户的停电次数和停电时间。同时，因配电网故障必须中断部分负荷供电时，应能快速自动识别重要用户，优先保障其供电。
为了适应市场环境下的竞争需要，SCADA(系统监控和数据采集)系统的功能应该是强大的，特别是对重要用户的监控更应该作到准确、可靠、灵敏。否则会给配电公司带来较大的损失，这种损失包括对用户的真接停电和造成社会影响的间接损失。
实现SCADA与GIS(配电地理信息系统)一体化设计，达到SCADA和GIS数据一体化、功能一体化、界面；体化，实现从GIS中自动提取SCADA需要的网络结构和属性数据及由SCADA系统向GIS提供配电实时运行数据。
采用可扩展综合型的配电自动化终端(CDAU)。为满足电力市场对电能质量的监测及实时电价信息的要求，实现综合信息的采集及控制，尽可能减少现场终端的数量及降低系的复杂性，应考虑采用可扩展功能的综合型配电自动化终端。该终端除了具有通常的功能外，还具有电能质量监测、实时电价信息、故障录波及部分仪表功能。
3配电自动化系统的发展展望
3．1现代配电自动化系统
采用分层集结策略大城市配电自动化系统一般分四个层，第一层为现场设备层。主要由馈线终端单元(FTU)、配变终端单元(TYU)、远动终端单元(RTU)和电量集抄器等构成，统称为配电自动化终端设备。第二层为区域集结层。以110kV变电站或重要配电开闭所为中心，将配电网划分成若干区域，在各区域中心设置配电子站，又称“区域工作站”，用于集结所在区域内大量分散的配电终端设备，如馈线终端单元(Fru)、配变终端单元(TI’U)和电量采集器。第三层为配电自动化子控制中心层。建设在城市的区域供电分局，一般配备基于交换式以太网的中档配电自动化后台系统。往往还包括配电地理信息系统、需方管理和客户呼叫服务系统等功能。用于管理供电分局范围内的配电网。第四层为配电自动化总控制中心层。建设在城市的供电局，一般配备基于交换式以太网的高档配电自动化后台系统和大型数据库，用于管理整个城市范围内的配电网。中小型城市的配电自动化系统一般只有前三层设备，不需要第四层。
3．2集成化、智能化和综合化是发展趋势
配电自动化系统作为一个庞大复杂的、综合性很高的系统性工程，包含众多的设备和子系统，各功能、子系统之间存在着不同程度的关联，其本身及其所用技术又处于不断发展之中，这就要求配电自动化系统采用全面解决的方案，走系统集成之路，使得各种应用之间可共享投资和运行费用，最大限度保护用户原有的投资。
在馈线自动化方面，现有馈线终端设备不仅具有常规的遥测、遥信和遥控功能，且还集成了自动重合闸、馈线故障检测和电能质量的一些参数的检测功能，甚至集成了断路器的监视功能，且有进一步与断路器相结合，机电一体化，发展成为智能化开关的趋势。显著地降低了建设、运行和维护的综合成本，为提高供电可靠性，创造了有利的条件。在电压无功控制方面，国内已经提出基于人工神经元网络的无功预测和优化决策相结合的变电站电压无功控制策略，该策略以无功变化趋势为指导，充分发挥了电容器的经济技术效益，能在无功基本平衡和保证电压合格的前提下，使变压器分接头的调节次数降至最小，消除了盲目调节，降低了变压器故障几率和减少了维护量。
3．3配电自动化新技术
配电线路载波通信技术。对低压配电网，由于终端设备数量非常多，采用光纤通信无论从成本或可行性看均不现实，为实现配电系统综合自动化的实时电价信息及远程读表功能，研究具有较高可靠性和通信速率的配电线路载波通信技术，不仅可作为实现上述功能的通信手段，还可以为客户提供其他的综合通信月盼。
【关键词】采油企业 配网自动化 发展 任务
配网自动化技术是电力行业实现自动化的一个重要过程，配网自动化一般需要上一级的电网已经实现了自动化。数据显示我国的输电网络基本上实现了自动化，可以同时实现电网监控和变电的自动化。配网自动化技术主要应用于中低压线路，是配电网络充分高效运行的保证。利用配网自动化实现中低压线路的优化完善，既可以保证电力线路稳定高效运行，又可以充分的利用电能，保证了电能的高质量不间断的供应。配网自动化技术可以实现高质量稳定电能的输送，保证了客户对于用电质量的需求，同时又可以有效地缓解用电需求高低峰的问题，充分的利用电能，减小电压不稳定、和谐波等因素给电力输送带来的不良后果。
1 配网自动化技术发展
国外配网自动化技术起步早，发展也较为迅速。例如美国的配网自动化技术随着计算机技术的不断发展，截止到二十世纪末期，就已经达到较高的水平，配网自动化技术应用的比例逐年增加。日本的配网自动技术发展也非常快，在上个世纪七十年代就已经实现了配网自动化的就地控制，并且研发出了多种远程控制开关。国外的配网自动化技术已经得到了大量的推广应用，实施应用效果好，配网自动化设备更新和维护也较好。配网自动化信号的传输方式主要采用无线和有线两种，在配网自动化监控设置方面，进行了充分的优化设计，根据需要设置监控设备，既能够保证配网自动化技术的顺利实现，同时还能节约技术应用的成本，提高该技术的性价比。近年来，我国的配网自动化技术发展迅速，但是由于起步比较晚，以及设备材料工艺等方面的限制，配网自动化的覆盖范围还是较低的。我国最初的配网自动化系统，只采用分段器等设备，而不采用信号传输和计算机控制设备。这一个阶段配电网自动化的程度较低，不能做到实时监控，更不能实现电网的优化控制，而且主要采用人工操作，配网自动化的效率低，效果不明显。随着计算机和通信技术的不断发展，我国配网自动化程度越来越高。上个世纪九十年代，我国开展了配网自动化技术应用试点工作，逐渐加大电网的建设和改造投资，为配网自动化技术的发展奠定了基础。通过利用先进的计算机和通信技术，管理者可以及时有效的获取电网的实时信息，根据这些实时信息，分析配电网的使用和运行情况，再根据分析的结果对电网进行优化，形成了一整套完善的配网自动化系统，提高了配电网的运行效率及配电的自动化程度。
2 电力自动化主要的任务内容分析
配网自动化技术包括配电线路的自动化、变电站自动化、用户自动化和配电管理自动化等内容。该技术包含的内容多，涉及的范围广，综合程度高。配网自动化技术不仅实现了电力输送过程中实时有效的控制，又包含了对于电力用户的实时监控，需要投入大量的人力和物力。
首先，配网自动化技术包含配电线路的自动化。配电线路包括高、中、低压线路，目前配网自动化技术的研究与应用主要指的是中低压线路。中压输电线路主要的载荷为下一级的变压器或者电力用户，低压输电线路的主要载荷一般为下一级的用电户。配电线路的自动化技术可以实现线路的检测、控制和优化。
其次，变电站自动化技术也是配网自动化技术的主要内容。变电站在输电网络中发挥着重要的作用，变电站自动化技术可以有效的提高输电线路的传输效率。变电站既是上一级输电线路的负载，也是下一级电网的电源，发挥着重要的枢纽作用，因此要加强变电站自动化技术的推广应用。变电站自动化技术的任务主要包括保证变电站装置的正常运行，工作参数的稳定，有效的将远程控制信号转化为变电站的控制动作。
用户自动化技术也是配网自动化技术的任务之一，用户的自动化技术主要指的是对于用户的管理，既可以通过国家相关的法律法规，也可以通过用户和电力市场的相互作用，来保证用户自动化技术的实现。
配电管理的自动化技术是配网自动化技术的重要内容，是实现配电自动化的重要保证。配电管理的自动化可以有效的提高配电管理的效率，减少配电管理的时间和管理成本。配电管理的自动化技术可以通过计算机和通信技术来实现，也需要采用相应自动化设备。配电管理的自动化技术主要包括的是信息的采集、传输、处理、控制和反馈的过程，需要采用相应的计算机控制系统，通过计算机和操作者相互协作来完成配电管理自动化的任务。集中式的配电管理系统是配电管理自动化的主要内容，系统利用配电自动化站，通过配电自动化站完成配电线路参数的读取，而且可以将变电站和用户等结合成统一的系统。该系统包括一个主站，多个二级站和其他下一级的子站，每一级的系统之间数据的处理和采集也是相互分开的，该系统可以完成多项功能，例如数据的采集处理、配电线路的监控、计费管理等任务。3 结束语
配网自动化技术是电力行业实现自动化的重要内容，通过应用该技术可以充分的利用电力资源，减小电力输送的成本，提高电能输送的效率。国外配网自动化发展以及取得的成果对于我国配电网自动化技术的发展具有重要的借鉴意义，我国在配电网自动化方面虽取得了一定的成果，但是还需要进一步的研究应用。电力配网自动化技术具有巨大的技术优势，需要加强配网自动化技术的研究，加大我国配网自动化技术的推广和应用。
参考文献
[1] 余栋斌.配网自动化的规划及实施[J].广东科技，2009
关键词：城区配电；自动化；关键技术；发展
中图分类号：TN830文献标识码： A
一、城区配网自动化的重要性及构成
经济的发展对配电网提出了更高的要求，配电网现代化也是电力系统现代化发展的必然趋势。配电网自动化建设终极目的是为扩大供电能力，提高供电的可靠性，优化电力服务。
（一）建设配电自动化的重要性
配电线路自动化是指对配电线路具有快速诊断、遇到故障自动隔离提高供电可靠性的系统。城市是现代社会政治、经济、文化中心，对于正在进行城市化建设的中国更是如此，城区突然停电可能对政治、经济以及社会安全造成重大影响，因此城市对供电的质量要求很高。实现配网自动化不但是与时俱进的表现，更是当代社会发展的急切要求，是供电行业的必然途径，对社会效益具有巨大的贡献。
（二）配网自动化系统的基本构成
配电自动化系统主要由配电主站、子站、配电终端和通信通道组成。其中配电主站是数据的处理与存储、人机互动和实现其它应用功能的核心，一个配电网自动化系统有且只有一个配电主站。配电终端是位于配电自动化系统基础层的重要组成部分，一个系统常由很多终端构成，配电终端需依据不同的应用对象来选择类型，安装在设备运行现场的自动化装置，配电终端包括开关监控终端、变压器检测终端、配电开关站监控终端等，由于系统的实时状况、故障处理、设备运行等数据都来源于配电终端，而且故障的处理，如:隔离、负荷转移、恢复供电等操作都需通过终端执行，因此终端的可靠性直接影响整个系统的可靠性。配电子站是主站与终端的中问层设备，用于汇集通信，如有需要也可以实现区域监控功能。通信通道则是连接配电主站、终端和子站的通道，以实现信息传输。
二、城区配电自动化技术的发展现状
早在20世纪80年代，日本以及西方发达国家就已经给予了配电自动化非常高的重视，各国大型电力系统设备制造商相继推出配电网络自动化产品，使配网自动化得到了极大的发展。我国在配电自动化方面起步稍晚，于20世纪90年代末期开始城网改造。由于国家在发展初级即给予足够重视，我国配电自动化技术紧跟发达国家的脚步，尤其在近些年，我国配电自动化的关键设备已经逐步摆脱对国外进口设备的依赖性，在馈线终端和通信方面甚至超过了国际先进水平。配电自动化主要由主站、子站、通信以及馈线终端4个部分组成。通信方式具有多样化的特性，主要由无线通信、电缆通信以及光纤通信等技术手段，近些年光纤通信技术的快速发展带动了通信技术的飞跃，而通信技术的高速发展又促进了配电自动化技术的进一步提升。目前在我国主要采用集中控制、综合控制以及分布式控制3种馈线控制模式，这其中分布式控制模式优于前2种控制模式，成为配电自动化的发展方向。分布式控制模式将功能由主站或者子站下放到馈线终端，实现馈线自动化。目前国内多采用配电自动化设备相互配合的方式来工作，做到了控制简单，节约成本。在配电自动化的信息化方面，配电管理系统已经从以前的功能复杂、不确定性严重的态势转变为实用化、标准化，并与其他系统有机集成构造实时信息引擎机制。随着我国经济的不断发展和进步，我国配电自动化发展迅猛，攻克了一个又一个难关，但目前还是存在一些问题:（1）国家为了规范统一配电自动化市场，颁布了相关行业标准，但仍存在各地标准不协调的问题;(2)配电自动化系统的实用化发展也需要一个长期的过程来达到预期目的;(3)配电自动化系统规划与配电总体规划的契合仍然不足，并且部分自动化设备存在安全隐患，这都使得配电自动化不能够一举完成，需要不断地自检和改进。这些问题提示我们，当今我国配电自动化的设计和应用还有诸多未完善的事宜，需要电力工作者不断地研究改进才能取得更大的成绩。
三、配电自动化系统的关键技术分析
（一）智能分布式馈线自动化技术
目前我国的馈线控制模式主要包括:综合控制、集中控制、智能分布式控制三种其中综合控制和集中控制的主要工作原理是把信息通过馈线终端发到配电主站然后主站根据程序进行处理这样的工作方式几乎将全部工作量转移到了主站而且主站还要负责所有的配电功能这不仅在很大程度上降低了配电自动化系统的工作效率而且由于馈线并不具备控制功能，降低了供电质量。
而智能分布式控制模式的工作原理是利用配电终端中的故障处理逻辑恢复非故障区域的供电对故障进行隔离，并且能够将故障处理的结果向配电主站进行报告在智能分布式控制模式当中，配电终端起着主要作用，负责故障的隔离和故障的检查、排除工作，独立性大大增强，如果遇到配电终端不能顺利解决的故障和问题，可以由配电子站或主站进行处理，这样一来，主站的责任就减轻了，能够使配电故障处理的效率明显提高。
（二）馈线自动化测控终端技术
馈线自动化测控终端能够分担配电主站的压力在配电网络中起着关键作用馈线自动化测控终端能够在任何温度下工作，不易出现故障对于环境有着较强的适应性而且能够对故障信息进行准确筛查和自动隔离，同时对恢复方案自动执行提高配电自动化效率。
（三）系统主站和通信技术
主站、子站、馈线终端、通信是配电自动化系统的主要组成部分其中，主站是进行控制、调度、处理的主要部分历史数据库要先进和完善，实时数据库要具备服务技术在选择通信技术时要从当地的实际情况出发，实现各部分的有效连接提高配电自动化系统的稳定性。
（四）DMS和GIS
DMS是配电管理系统其数据主要包括:人工输入数据、数据采集和监视控制系统三大类，目前，人工输入方式的应用更为广泛，因此，在配电自动化过程中，要提升数据采集和监视控制系统的应用比例。DMS能够对故障进行诊断并且及时进行故障隔离提高供电质量DMS中的负荷管理和电压管理设备能够对电力负荷和电压进行控制和监督使电压质量得到有效保证GIS主要负责抽象地理空间数据信息的采集和加工工作，能够从地理空间中提取有效信息，并且实现与SCADA的互通。
四、配电自动化关健技术的发展趋势
（一）智能分布式馈线自动化技术
智能分布式馈线自动化技术已经比较广泛地应用到各地区的配电网络中，规范化、统一化和实用化是该技术的发展方向。尤其是实用化方面，需要切实做到降低电损、网损，提高配电网络自查自检能力以及配电自动化系统的工作效率。
（二）信息化平台下的配电实时信息引擎机制
配电自动化系统、配电管理系统(DMS)以及配电图资地理信息系统是电力系统信息一体化的重要组成部分。其发展趋势为:管理规范化，建立规范的管理体系;系统集成化，将配电自动化与相应信息管理系统相结合，构建电力系统信息一体化;系统安全化，选择适宜的软、硬件平台，确保系统的可靠性和数据安全性。
（三）配电网优化运行决策支持系统
目前，配电网运行决策多以历史负荷为基础，根据经验数据来制定。这种方式不能做出快速、准确的决策，不利于配电网络的优化运行。配电网优化运行决策支持系统应当以地理信息系统为墓础。利用各种外部信息，实现接线统计、负荷预测、数据交换、只相平衡以及结果显示等功能。
五、结语
随着经济的迅速发展和科学技术的不断进步如何提高供电质量成为电力企业普遍关注的问题配电自动化系统对于提高供电质量、保障供电安全起着重要作用然而在配电自动化系统的应用过程中依然存在着一系列的问题因此，电力企业要认识到配电自动化系统的重要作用，了解系统的关键技术和发展趋势采取合理措施提高配电自动化系统应用水平保证供电质量。
参考文献：
[1]常承鑫,杜红卫. 智能电网下配电自动化建设思路探讨[A]. 中国电机工程学会.2013年中国电机工程学会年会论文集[C].中国电机工程学会:,2013:5.
【关键词】电力施工安全管理施工现场管理措施
中图分类号：TU714文献标识码： A 文章编号：
一．引言。
1OkV配电线路是供电企业电力设施的重要组成部分，它们担负着向城乡供电的重要任务。当前，随着电力系统优质服务水平的逐步提高，用户对供电可靠性的要求越来越高，创一流供电企业要求三项硬性指标，即线损、电压合格率、供电可靠性。有的地区对考核线路的供电可靠率要求为99.98％，即平均一条线路一年仅允许停电1.75h。因此，必须对影响供电可靠性的因素进行分析，妥善地解决，以便大幅度地提高供电可靠性。
二．我国10KV配网可靠性现状。
我国配电系统可靠性的管理，根据原水电部颁发的(配电系统供电可靠性统计办法的规定执行，配电系统供电可靠性统计是指供电部门负责运行、维护和管理的配电系统对用户供电可靠性的统计。可靠性统计中的配电系统是指由变电所(发电厂)的10(6)kV母线出线侧隔离开关至配电变压器的二次出线侧套管，以及10(6)kV用户的电气设备与供电部门产权分界点范围内所构成的网络。
配电线路多采用架空线或以架空线为主的混合结构，1OkV配电线路基本为放射形供电方式。农网线路较多、供电半径一般较长、多为放射式供电线路或树形供电线路。由于配电线路沿线走廊地理条件较复杂，线路绝缘水平较低，因此线路故障率高。经过近年来的农网改造，供电可靠性以及抗大风、防雷能力得到增强，但因近几年来用电负荷增长很快，1OkV配电线路事故仍时有发生。另外，配电线路直接面向众多电力用户，线路作业停电的机会也多，如何提高配电线路供电可靠性，是配电线路改造和建设的重要课题。
2012年全国共364个供电企业向电力可靠性管理中心报送了10kV用户供电可靠性数据。供电可靠率最高的前4位省(区、市)电力公司是上海电力公司(供电可靠率为99.977％，用户年平均停电时间为2.014h)、北京电力公司(供电可靠率为99.938％)，山东电力集团公司(供电可靠率为99.938％)和广东电力公司(供电可靠率为99.926％)。2012年30个直辖市及省会城市的供电企业不到全国总数的10％，但其配电容量却占到全国城市用户总容量的53％。在这30个直辖市及省会城市中，上海市的供电可靠率最高，为99.977％。2012年全国城市各类停电简况见表1。
表1 2012年全国城市各类停电简况
2012年共发生故障停电60809次。影响故障停电主要表现在2个方面：一方面是停电次数；另一方面是对故障的响应速度，即通过采用先进的故障定位技术和加强管理，尽快恢复供电，最大程度地减少对用户的影响。2012年故障停电时间的分布情况见表2。
表2 2012年故障停电时间分布
三.提高供电可靠性的措施 。
3.1.促进环网结构改造。
从对基本接线方式的评估结果可知，放射线或树枝网供电可靠性最低，全联络树枝网供电可靠性最高。应将10kV配电网逐步改造为联络性强的环网结构，实施手拉手多电源的备用电源自动投入装置，以减少线路故障停电的时间，提高线路运行可靠性，并可逐步向10kV配网自动化过渡。在1条线路中，实行双电源供电，中间设置分段开关，可减少每段线路户数，缩小故障停电范围。实现配网自动化后，分段器与重合器配合使用，自动完成预期的分合及闭锁操作，可以自动排除分段性故障，保护配网线路，提高设备运行的可靠性。由于配电线路随着电力用户的增加而不断发展，线路建设初期虽然暂未能实现联络，也应对主干线进行分段和分支线的隔离。联络一般从主干线做起，避免全线路长时间停电的发生，然后按重要分支线、一般分支线逐步实现全联络。
3.2.提高抗雷击能力。
对于落雷较多的1OkV线路，可以采取多种措施来提高其抗雷击的能力。如采用瓷横担代替针式绝缘子。针式绝缘子改用瓷横担后，雷击次数会明显减少，只不过瓷横担的机械性能较差，对于大档距、大截面积的导线线路不适用。随着用电负荷的增加，市区内使用电缆线路在增加。对于有电缆线的架空线路，如将避雷器装在电缆头附近，为防止电缆芯线对金属外皮放电，除将接地引线和电缆的金属外皮共同接地外，电缆另一端的外皮也应接地。如果是架空线路的中间有一段电缆线时，则应该在电缆两端装设避雷器。对于经常处于开路运行，又经常带电的柱上断路器而言，它相当于线路的终端。当断路器的某一侧落雷时，由于雷电波的反射叠加作用，使雷电压升高1倍，对断路器的危害很大。为此，在断路器的两侧要安装防雷装置，并将接地线与断路器的外壳相连接。
3.3. 加强设备检修、工程施工、故障抢修、临时停电的管理工作。
设备检修和工程施工，实现制定工作计划，油化施工方案，落实安全措施，配备必要的工器具、交通、通信设备等，确保检修、施工工作的顺利开展。执行故障抢修和临时停电工作时，提高检修人员的综合素质，加快检修、施工和故障抢修速度，缩短停电时间。
3.4. 加强停送电管理工作。
尽量缩短设备停送电状态转换时间，避免一条线路重复停电，确保10kV电力客户每年检修停电次数不超过3次。
3.5. 充分发挥调度管理部门在供电可靠性管理工作中的作用。
调度部门在每年年初拟定本年度系统运行方式，认真开展短期和超短期负荷预测工作。根据不同季节和时段的负荷特点，合理安排电网运行方式，使电网以最安全、稳定、经济的方式下运行。
1.6. 加强10kV配电网日常管理工作加强对配电设备的巡视和配变负荷测量工作，对满负荷、超负荷运行的配变要及时转移、调整负荷；加强对配电设备的防护工作，防止外力破坏事故的发生。
1.7. 加强10kV电网改造工作。
在改造中，考虑根据电网构架，合理配置线路中的开关设备。在设备选型方面，尽可能采用免维护或少维护设备，延长设备检修周期。比如在开关选择中多选择真空开关等，以达到在停电过程中，减少停电用户数的目的。
1.8. 依靠科技进步，提高10kV电网供电可靠性。
积极推广状态检修，通过在线监测等科学手段，按实际需要进行停电检修。在保证安全的情况下开展带电作业的研究，减少设备停电时间。
1.9. 促进新技术应用。
新增电源和新架线路，可全部采用可靠率高的新设备，采用负荷转移能力为100％的手拉手方式供电。如果配合实施配网自动化，实现故障线路自动判断、隔离，自动制定转带决策，将非故障段负荷转带，供电可靠性就有了保证。
四．结束语
提高10kV配网供电的可靠性，必须要排除供电不安全隐患，将安全隐患消灭在萌芽状态之中，确保电网安全供电、提高供电可靠性的管理水平。要将供电可靠性的考核纳入正规的企业承包考核之中，将可靠性完成指标的高低与全员工资直接挂钩，调动广大职工的积极性。提高10kV配网供电的可靠性，要注重对新技术的探讨与研究，减少停电区域，提高对事故处理的能力，从而提高我国配网供电的可靠性。
参考文献：
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[4]覃勋Tan Xun 提高10kV配网供电可靠性的技术措施探讨[期刊论文] 《价值工程》 ISTIC -2010年30期
[关键词]配电自动化 铁路 供电系统 实践应用
中图分类号：X816 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）04-0236-02
全国高速铁路建设全面铺开，铁路供电设备不断更新，随着科学技术的进步，自动化与网络技术促使铁路供电系统更加的完善，在保证工作效率和供电质量的前提下不断降低生产成本，增加各项功能和提高工作效率。我国部分大型供电企业已经实施应用配电网络自动化系统，以下主要阐述铁路供电系统的特点，配电自动化的方式和实际应用。
一、 铁路供电系统的特点
铁路供电系统的改进和完善显然相对于其他供电系统有着更为严格的要求，为了保证列车在运行过程中不间断供电的可靠要求，其结构和功能发生变动，主要体现在三个方面。
1 低电压
我国铁路工程一直受到国家的重视，为了保证铁路列车的正常运转，建立专项铁路供电系统，直接为铁路工程服务，因此该供电系统针对铁路的供电需求具有很强的针对性，哈尔滨铁路局牡丹江―绥芬河电气化铁路2015年即将投入使用。根据调查可知，铁路工程一般使用无人值守箱式配电所，例如10KV配电所，当然也有少部分的高压配电所，例如66KV变电所。由于供电对象的针对化和配电要求的单一化决定该供电系统结构的简单化，有利于制定供电系统的标准化和自动化程序的设置。
2 接线形式简单
铁路供电系统的接线形式根据配电所单一的特性也较为简单，沿着铁路的走向成简单网状结构，将配电所、变电站和中转站基本均匀分配，并将其相互连接。其连接的形式也并不复杂，主要成两种形式，一种是自闭线，该连接方式主要为闭塞信息区间提供电源；另一种是贯通线，该连接方式主要是相邻区间、部门和其它配电设施的连接。在供电系统中这两类连接方式仅仅属于一、二、三级负荷，在实际连接中为了实现铁路供电系统不间断的供电需求，根据世界情况两种接法经常被采用。相对于其他领域的供电系统，该接线形式十分简单，从而降低配电系统的总成本，提高供电的可靠性。其接线形式如图1所示。
3 不间断、高稳定和安全的供电要求
铁路工程的特殊性决定该供电系统需要满足不间断、高稳定和安全的供电要求，相对的电压、配电所和接线形式就没有更高的要求，起重点放在供电的稳定性和安全性方面。从理论角度分析，其供电系统中断的时间不能超过150ms，会造成电区间的信息中断，发出警告信号，很大程度降低铁路运转的安全系数，因此铁路供电系统的自动化形式更为重要，降低信息中断的概率，从而增加供电系统的稳定性和安全性，并保证铁路的正常运输。
二、 配电自动化的方式
1 分布式
分布式控制是指利用自动化技术和网络技术设计铁路供电系统各个分站之间的相互配合，共同组建铁路供电系统的控制中心，其终端具有自主排除故障和隔离的功能，相互之间是独立的个体，但是又受到终端的控制，该控制方式当分站过多时其配合度和工作效率必然会有所影响；该方式的分段器有电压时间型和电流计数型两种，都具有重合功能，但是存在故障处理效率低，需要改变变电站的出线保护定值和重合闸的方式和各个分站配合度的问题，因此该控制方式不适于用在对于供电可靠性较高的场所。分布式配电网自动化系统如图2所示。
2 集中式
集中式控制是指配电终端FTU采集子站故障信息上传到配电主站进行分析，从而制定故障隔离和处理的方案，并由终端进行处理。一般经过配电终端、子站和主站三个层面，配电终端负责故障分析和相关数据信息上传；配电子站负责该区域内的故障处理和控制；配电主站负责铁路供电系统的管理和优化。主站是集中式的核心部位，该层面负责故障处理系统的不断优化，从而提升故障处理的能力和效率。
集中式相对于分布式的效率高、稳定性高，并且高级程序的设置可以实现多重或复杂的故障的处理，相对应的集中式控制方式对于通信技术和网络技术有着很高的要求，需要高配置的主站系统来支持更为复杂的故障分析和处理能力，在铁路供电系统中是以水电段为核心进行运转的固定系统，为了降低系统建立的成本，可以降低供电系统中子系统的配置，将重点放在主站的建立方面，增加主站对于全网配电自动化的控制能力。从经济的角度和铁路供电系统结构的简单化考虑，建立基本的集中式控制体系，从而实现铁路配电系统的自动化。集中式供配电方式的网络通信结构如图3所示：
三、配电自动化的实践应用
1 系统设计与构成
配电自动化系统的而建立分为硬件系统和软件系统。硬件系统包括服务器、移动工作站、打印机、调度员工作站、网关工作站、前置机、通讯柜组成，为了保证铁路供电系统的稳定性和安全性我们在建站期间对服务器设置第二台机器作为备用机；若是由于经济的限制可以选择将服务器和调度员工作站共用一台机器。软件系统包括CSDA2000配电自动化系统，从而实现FA功能，建立高级应用软件PAS，PAS模块由实现运行监控、安全性和经济性分析等功能。根据铁路供电系统低电压、接线形式简单和稳定、安全高标准的特点，建立网络拓扑、故障分析和检测、隔离与处理等功能的模块，实现自动一体化；智能控制器CSF100和开关相结合实现故障信息采集、上传下达、开关在线监控等功能，从而实现配电自动化。配电网自动化系统硬件设计结构如图4所示：
2 通信系统设计
铁路供电系统的通信设备较为简陋，一般使用铁路系统公共通信设备，因此很容易受到客观因素的制约，经常由于通讯效率的低下，导致故障处理时间的延误，降低铁路供电系统的工作效率，因此需要完善改进铁路供电系统的通信渠道，同时设计其他备用的通讯渠道，例如建立通讯效率高、可靠性高、扩展性能强的先进通信光缆光缆通信渠道。
通讯渠道需在智能一体化的前提下改进，为了保证铁路供电系统故障等信息上传下达，增加通讯处理机CSF200设备，实现CDT规约与正C870-5-101之间的转换和通信专用渠道，从而提升铁路供电系统信息的传输能力，满足配电自动化系统的通信需求。
3 故障试验设计
为了保证配电自动化的各项功能在铁路供电系统的实现，设计故障实验，正常的主要流程为：供电系统发生故障，贯通线路保护速断动作，重合失败，保护故障信息向上传输到达主站，启动故障处理模块对故障信息进行分析、隔离和处理，保证整个流程在三个小时内完成。其故障隔离设计实验如图5所示：
4 绿色环保的设计
铁路供电系统尽可能选择少油或无油的设备，及时不可避免使用污染源油也要建立挡油池和储油池，降低污染源的排放；配电所的选址尽可能远离居民区，减轻污染物货物电磁对人类的危害；建立之初应选有带有底板、横卧板混凝土直埋式基础，增加支柱的强度，降低其变形带来的铁路供电系统的故障概率等。
结束语
综上所述，铁路供电系统的自动化系统仍然存在很多不足的地方需要不断改进和完善。该系统的配电自动化可以借鉴我国电力和水力自动化系统的发展经验和相关技术应用，增加系统的一体化和智能化，并结合铁路供电系统的特点提升铁路供电系统的运行、故障处理能力、保护环境能力和综合管理水平。在实践中不断发现问题和解决问题，促进我国铁路供电系统的配电自动化。
参考文献
[1] 周奉聚.浅析铁路供电系统工程中配电自动化应用分析[J].机电信息.2011（12）.
[2] 李振斌.浅析铁路配电自动化系统[J].机电信息.2013（3）.
