时间：2023-06-07 09:33:44
开篇：写作不仅是一种记录，更是一种创造，它让我们能够捕捉那些稍纵即逝的灵感，将它们永久地定格在纸上。下面是小编精心整理的12篇配电自动化论文，希望这些内容能成为您创作过程中的良师益友，陪伴您不断探索和进步。
1引言
随着我国加入WTO，电力供应将逐步从卖方市场走向买方市场，电力用户对电能质量提出了更高的要求，国际一流供电企业的供电可靠性指标要求：农村用户≥99．5％，供电系统用户≥99．99％（市中心＋市区＋城镇）。而要实现这一目标，传统的配电网结构及保护、运行和管理方式已经不适应电力市场发展的需求，迫切需要新的配电模式和配电自动化及管理系统来解决这个矛盾。
配电自动化及管理系统是利用现代电子技术、通信技术、计算机及网络技术，将配电网实时信息、离线信息、用户信息、电网结构参数、地理信息进行集成，构成完整的自动化管理系统，实现配电系统正常运行及事故情况下的监测、保护、控制和配电管理。它是实时的配电自动化与配电管理系统集成为一体的系统。
2配电自动化及管理系统
2．1配电自动化及管理系统的等级划分及结构
根据配电网规模、地理分布及电网结构，分为特大型、大中型和中小型系统。主要由主站系统、子站系统、远方终端、通信系统组成。其组成结构分别见图1（特大型配电自动化及管理系统组成结构）、图2（大中型配电自动化及管理系统组成结构）和图3（中小型配电自动化及管理系统组成结构）。
2．2配电自动化及管理系统的主要功能
2．2．1配电自动化及管理系统的主站
配电自动化及管理系统主站是整个配电自动化及管理系统的监控、管理中心。其主要功能有实时功能和管理功能：实时功能：数据采集、数据传输、数据处理、控制功能、事件报告、人机联系、系统维护、故障处理等。
管理功能：指标管理、地理信息系统（GIS）、运行管理、设备管理（FM）、辅助设计（AM）、辅助工程管理、应用软件等。
2．2．2配电自动化及管理系统的中心站
在特大城市的配电自动化及管理系统中可设中心站，是下属主站经加工处理后的信息汇集、管理中心。主要负责全局重要信息的监视与管理，特大城市电力部门可根据各自实际情况，确定本局配电自动化及管理系统中是否设置中心站。
2．2．3配电自动化及管理系统子站（或称配电自动化系统中压监控单元）
配电自动化及管理系统子站是为分布主站功能、优化信息传输、清晰系统结构层次、方便通信系统组网而设置的中间层，实现所辖范围内的信息汇集、处理以及故障处理、通信监视等功能。具体功能有：数据采集、控制功能、数据传输、维护功能、故障处理、通信监视等。
2．2．4配电自动化及管理系统远方终端
配电自动化及管理系统远方终端是用于中低压电网的各种远方监测、控制单元的总称，它包括配电柱上开关监控终端FTU（FeederTerminalUnit）、配电变压器监测终端TTU（TransformerTerminalUnit）、开闭所、公用及用户配电所的监控终端DTU（Distribu－tionTerminalUnit）等。具体功能有：数据采集、控制功能、数据传输、维护功能、当地功能等。
3实现配电自动化及管理系统过程中值得注意的问题
3．1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馈线有足够的转移负
荷的能力。
3．2加强领导，统筹安排，分步实施
配电自动化及管理系统的开发和应用，是从传统的管理方式向现代化管理方式的飞跃，其涵盖的内容十分广泛，涉及部门诸多，为此，必须加强领导，统一规划，因地制宜，分步实施，以实现最佳的投入产出比。
3．3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在这方面的不足［1］，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，就是指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［2］，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。
3．4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。
3．5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如下要求：
4结语
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。配电自动化及管理系统的建设是一项系统工程，所以要在按照城网建设规划的前提下，因地制宜，积极采用、合理选用、推广应用配电自动化及管理系统。
参考文献
在配电自动化系统中，故障区段定位是核心内容。其主要作用是：当线路发生故障时，在最短时间内自动判断并切除故障所在的区段，恢复对非故障区段的供电，从而尽量减少故障影响的停电范围和停电时间。选择科学合理的故障区段定位模式，大大提高配电自动化系统的性能价格比及对供电可靠性的改善程度。当前的配电自动化故障区段定位手段主要是有信道模式、无信道模式以及两者相结合的混合模式三种。
（一）有信道的故障区段定位模式
有信道的故障区段定位模式是指在故障发生后，依靠各分段开关处具有通信功能的柱上开关控制器FTU（FeederTerminalUnit，馈线终端单元）之间或FTU同配电主/子站之间通过通信设备交换故障信息，判断故障区段位置。这种模式包括基于主/子站监控的集中（远方）判断方式和基于馈线差动保护原理的分散（就地）判断模式。基于主/子站的集中判断方式是以配电自动化监控主站/子站为核心，依靠通信实现整个监控区域内的数据采集与控制。基于馈线差动保护原理的分散判断方式是当故障发生时，各保护开关上的FTU利用高速通信网络同相邻开关上的FTU交换是否过流的信息，从而实现故障的自动判断与隔离。
（二）无信道的故障区段定位模式
无信道的故障区段定位模式是通过线路始端的重合器同线路上的分段开关的配合，就地自主完成故障定位和隔离功能，它包括重合器同过流脉冲计数型分段开关配合、重合器同电压时间型分段开关配合以及重合器间配合等实现方式。重合器同过流脉冲计数型分段开关配合的方式：过流脉冲计数型分段器不能开断短路电流，但能够在一定时间内记忆重合器备开断故障电流动作次数。重合器同电压时间型分段开关配合的方式：故障时线路出口处的重合器跳闸，随后沿线分段器因失压分闸，经延时后重合器第一次重合，沿线分段器依次顺序自动加压合闸，当合闸到故障点所在区段时，引起重合器和分段器第二轮跳闸，并将与故障区段相连的分段器闭锁在分闸位置，再经延时后重合器及其余分段器第二次重合就可以恢复健全区段供电的目的。重合器配合的方式：重合器方式延续了配电网电流保护的原理，自线路末端至线路始端逐级增加启动电流和延时的整定值，实现逐级保护的功能。
（三）有信道集中控制与无信道就地控制相结合的混合模式
有信道集中控制与无信道就地控制相结合的混合模式是结合前面两种模式的特点，对于以环网为主的城市配电网，当系统通信正常时，以集中判断方式为主，当通信异常时，可以在配电终端就地控制；对于农电县级配电网，一次网络既有环网供电，更多的是辐射型供电方式，因此放射形网络的故障定位选用无信道的就地判断方式，环路网络采用集中判断方式。
二、目前配电自动化中故障区段定位手段的特征比较
基于有信道故障区段定位模式的配电自动化系统由于采用先进的计算机技术和通信技术，正常情况下可以实时监控馈线运行情况，实现遥信、遥测、遥控功能及平衡负荷；故障情况下可以综合全局信息，快速完成故障的志别、隔离、负荷转移和网络重构，避免了出线开关多次重合对系统的影响，适用于配电网络结构复杂、负荷密集地区的配电管理系统。但它的缺点是故障的判断和隔离完全依赖通信手段，对通信速率和可靠性要求高，需投入资金较多；通信设备或主站任何一个环节出现问题都有可能导致故障紧急处理的全面瘫痪。
无信道的故障区段定位模式将故障处理下放到设备层自动完成，根本上消除了通信设备可靠性环节对定位功能的影响，具有原理简单，功能独立，封装性好的特点，并且投资比有信道的方式少。重合器同分段开关配合方式的缺陷在于判断故障所需的重合闸次数较多，故障产生的位置距离电源越远，重合闸次数和故障判断时间很长，难以达到馈线保护功能对故障处理快速性的要求；重合器配合的方式通过各开关动作参数整定配合判断并切除故障，无需出线重合器的多次重合闸，但由于配电网存在线路短，故障电流差别不大的特点，容易引起故障时的越级跳闸；并且越靠近出线侧的重合器故障后延时分闸时间很长，不符合故障处理快速性的要求。
有信道和无信道混合模式结合了两者的优点，可以根据地区配电网的时间情况进行有效组合；但它的缺点是存在着控制实现困难、结构复杂的问题，并且不经济。配电自动化系统中，无信道的故障区段定位模式由于减少了通信环节，在故障处理的可靠性和经济性方面都要优于有信道的模式；但故障区段定位过程需要多次投切开关的缺点限制了它进一步提高供电可靠性的能力。
三、基于暂态保护的配电网故障区段定位方法研究进展
目前配电自动化系统所采用的故障区段定位方法延续了电力系统继电保护中电流保护的核心理念，其构成原理建立在检测故障前后工频或接近工频的稳态电压、电流、功率方向、阻抗等电气量的基础上，此领域的研究工作也是围绕着如何提高这种原理的性能展开的。实际上，由于输电线路具有分布参数的特性，当电网发生短路故障时，线路在故障的初始时刻一般都伴随着大量的暂态信号，故障后的初始电弧以及在电弧最终熄灭前的反复短暂熄灭和重燃会在线路上产生较宽频带的高频暂态信号；行波由色散产生的频率较集中的高频信号发生偏移和频率分散，会产生频带较宽的高频信号。这些在故障过程中产生的暂态高频电流电压信号含有比工频信号更丰富的故障信息，如故障发生的时刻、地点、方向、类型、程度等。但由于故障暂态信号具有频带宽，信号幅度较工频微弱，且持续时间短的特点，受信号提取和分析手段的限制，在传统的保护方法里被当做高频噪声滤除掉。但是，随着信号提取及分析技术的快速发展，基于暂态保护原理的故障处理技术越来越受到人们的重视。
参考文献：
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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
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[2] 李振斌.浅析铁路配电自动化系统[J].机电信息.2013（3）.
关键词：馈线自动化; FTU; 电压—时间型；作用
中图分类号：TN81 文献标识码： A
随着现代电子技术的进步发展，计算机及通信技术广泛应用于对线路上的设备远方实时监视、协调及控制，在这样的环境下就产生了馈线自动化技术。实施馈线自动化的技术模式是在线路中安装具有自动化功能的开关设备，当线路发生故障时开关能快速地进行故障判断，自动隔离故障区域，大大的缩短故障查找的时间，迅速恢复非故障区域的正常供电，减少停电范围。同时，馈线自动化能明显的降低馈线出线开关设备的跳闸次数，提高重合闸成功率，是提高配网架空线中运行的有效手段。因此馈线自动化的实施对提高供电可靠性具有非常重要的意义。
1 实现馈线自动化方式的选择
长期以来，结合各地综合地形条件而言，我国10kV线路大多以架空线路为主，因此在配网改造的工作中，实现10kV架空线路的馈线自动化是首要任务。面对量大面广的10kV配电线路，如何既经济又高效地实现自动化的基本功能，是当前的主要任务。
1.1馈线终端设备（FTU）的馈线自动化系统的工作流程
各终端设备FTU分别采集相对应柱上开关的运行参数，例如负荷、电压，功率和开关当前位置、储能完成参数等，并将上述信息经由通信网络传至远方的配电自动化控制系统，各FTU还可以接受配电网络自动化控制中心下达的命令进行相应的远方倒闸操作，以优化配电网络的运行方式 。在故障发生时，各FTU记录下故障前及故障时的主要信息，如最大故障电流和故障前的负荷电流，最大功率等，并将上述信息传至配电自动化控制系统，经计算机系统分析后确定故障区段和最佳供电恢复方案，最终以遥控方式隔离故障区段，恢复健全区段供电。
1.2馈线自动化系统的设备
基于配电自动化开关设备相互配合的馈线自动化系统关键设备为重合器和分段器。重合器是一种自具控制及保护功能的开关设备，它能按预定的开断和重合顺序自动开断和重合操作，并在其后自动复位或闭锁。分段器是一种与电源侧前级开关配合，在失压或无电流情况下自动分闸的开关设备。 对于配电网架空配电线路，架空中压线路故障的85%是瞬间故障，采用重合器隔离瞬间故障，能大幅度提高供电的可靠性；由于强电具有危险性，线路发生故障时，希望现场问题现场解决，不宜扩大，减少人为复杂化；重合器的智能化程度高，使供电网络能独立运行，不必依赖于通信系统、主站系统，同时可以统一规划，分步实施；由于故障多发生在分支线或者是分支线的低压台区，支线可以用智能分段器与干线重合器保护配合，重合闸是在发生瞬间故障后迅速排除故障并恢复供电的有效手段。基于自动化开关设备相互配合的馈线自动化系统的主要优点是结构简单，建设费用低，不需要建设通信网络，不存在电源提取问题，而且建设成本较低和维护方便，能实现馈线的自动化,同时满足网络经济性和供电的可靠性。
2 配网自动化系统类型的选择
目前，国内在配网自动化系统的应用上大致分为两大类型：一类是电压—时间型系统，一类是电流—时间型系统，两个系统各自有各自的优缺点。 从10kV配电网运行方式上来看，因为我国10kV配电线路目前多为中性点不接地系统，较适合采用电压型设备，将其应用于10kV架空线的配电馈线自动化系统较为合适；从电力系统运行可靠性方面来看，电压型系统的优点较为突出。从杆上设备的故障判断方式来看，电压型设备仅需根据配电线路的电源有无来进行判断，而电流型设备用RTU则要求开关CT配合来判断故障电流的位置和方向，RTU自身的故障判据需要根据分段区间的负荷变化来整定，这对负荷经常变化的配电网来说，是相当麻烦的；从杆上设备的维护来看，电压型设备工作电源取自线路，不需要额外提供；而电流型设备RTU虽然也可用电源变压器作为正常时的供电电源，但在线路故障时，必须依靠蓄电池供电，才能保证通信的正常进行。蓄电池需要定期维护检查，这使得系统一次设备的免维护性大大降低；从线路的恢复供电方式来看，电压型系统虽然由于采用逐级投入的方式，使开关动作次数增多，在缩短停电时间上不如电流型设备，但在实际应用时，因断路器重合，分段开关逐级的投入，可以有效地避免线路因涌流而引起断路器的误动作。
3 馈线自动化的效果作用
3.1减少停电时间，提高供电可靠性
据统计，故障或计划检修是造成用户停电的两个主要原因。配电网的传统结构一般采用辐射型配电方式，线路中间没有分段开关，当线路上某一处故障或进行线路检修时，会造成全线停电。而在城市阿维胶囊网的发展方向是采用环网“手拉手”供电方式，并用负荷开关将线路分段，这样可以做到分段检修，避免因线路检修造成全线停电。而利用馈线自动化系统，实现线路故障区段的自动定位、，及健康线路的自动恢复供电，可缩小故障停电范围，减少用户的停电时间，提高供电可靠性。
3.2提高供电质量，降低网损
实施馈线自动化，可为实现配网潮流优化和经济运行打下良好基础。馈线自动化系统可以实时监视线路电压的变化，自动调节变压器输出电压或投切无功补偿电容器组，保证用户电压符合要求，实现电压合格率指标，岂不是也可降低网损。
3.3节省总体投资，提高经济效益和社会效益
上馈线自动化项目，单纯从一条线路的角度看，投资是比较大的。但从总体上看是可节省投资的。以前，为保证重要用户的供电可靠性，一般采用向用户双路或多路供电 ，互为备用的做法。这种方式设备利用率低，线路投资较多，尤其是电力电缆投资很高。而实施馈线自动化后，合理地安排网络结构，在给用户供电的线路故障退出运行后，可通过操作补联络开关，由其它健康线路供电。因此在保证同样可靠性的前提下，与传统的，馈线自动化可充分地发挥设备的潜力，显著地节省了在线路上的投资。
3.4减少电网运行与检修费用，实现状态检修
利用馈线自动化数据与资料，可以及时确定线路故障点及原因，缩短了故障修复时间，能节省修复费用。同时，馈线自动化系统对配电线路及设备运行状态进行实时监视，可以根据设备的“健康状态”进行及时检修，这称为状态检修（不同于故障后的紧急抢修）。这样除了可以减少不必要的，也减少了故障检修的费用。
4结束语
实施馈线自动化的技术模式是在线路中安装具有自动化功能的开关设备，当线路发生故障时开关能快速地进行故障判断，自动隔离故障区域，大大的缩短故障查找的时间，迅速恢复非故障区域的正常供电，减少停电范围。同时，馈线自动化能明显的降低馈线出线开关设备的跳闸次数，提高重合闸成功率，是提高配网架空线中运行的有效手段。因此馈线自动化的实施对提高供电可靠性具有非常重要的意义。
参考文献
[1]李军化，王晋生等，配电网新技术与新设备指南.北京: 中国水利水电版社，2011.410
[2]张卫东，实现配电网馈线自动化的方式及应用［EB/OL］. 中国论文下载中心 2009-07-08
胡翔勇
三峡大学副校长，教授、硕士生导师；湖北省电机工程学会常务理事；教育部电气工程及其自动化教学指导分委员会委员。主要从事《电力系统及其自动化》专业教学及科研工作，先后指导硕士研究生30余名；在国内外公开刊物上发表学术论文50余篇；主持国家863计划子课题一项，主持多项国电公司重点实验室项目、教育部高校骨干教师基金资助项目、湖北省教育厅科研项目；先后主持承担并完成科研项目经费近600万元。曾获“湖北省优秀教师”称号、中华电力教育基金会优秀教师二等奖；获湖北省教学成果一等奖两项，发明专利一项，湖北省技术发明奖二等奖一项，湖北省科技进步奖三等奖一项。主要研究方向为电力系统仿真、电力系统运行与控制。
黄悦华
三峡大学电气与新能源学院院长，教授、硕士生导师，三峡大学“151”人才学科带头人。先后主持参与了国家自然科学基金2项，省市级科研项目、横向项目多项，科研经费达400余万元。主持或参与完成的科研成果多次获湖北省科技奖励。主要研究方向为电机及其控制、智能电网及电网运行、调试及检测技术。
汪芳宗
教授、硕士生导师，华中科技大学与比利时列日大学（联合培养）电力系统及其自动化专业工学博士。国家中青年有突出贡献专家，湖北省新世纪高层次人才工程第一层次人选。主持多项国家自然科学基金、国家863计划、湖北省重点科研项目等。主研的“电网一体化及可视化综合管理与监控系统”获湖北省科技进步三等奖。主要研究方向为电力系统分析与控制、配电系统自动化、电工新技术及应用。
李咸善
三峡大学电气与新能源学院副院长，教授、博士生导师，法国布莱茨帕斯卡大学（Blaise Pascal University， Clermont-Ferrand， France）电子与系统专业工学博士。全国优秀教师，省政府特殊津贴专家。主持国家自然科学基金1项，省部、厅局级项目及横向项目多项。获得湖北省高等学校教学成果一等奖2项。主要研究方向为电力系统运行与控制、水电站仿真与控制、电力系统仿真、配电网运行与控制。
一、继电保护定值整定工作（10kV及以下）
*年9月至97年担负分公司10kV配电线路（含电容器）、10kV用户站继电保护定值整定工作，由于分公司原来没有整定人员，但自从开展工作以来建立了继电保护整定档案资料，如系统阻抗表、分线路阻抗图、系统站定值单汇总（分线路）用户站定值单汇总（分线路），并将定值单用微机打印以规范管理，还包括各重新整定定值的计算依据和计算过程，形成较为完善的定值整定计算的管理资料。近两年时间内完成新建贯庄35kV变电站出线定值整定工作和审核工作。未出现误整定现象，且通过对系统短路容量的计算为配电线路开关等设备的选择提供了依据。97年底由于机构设置变化，指导初级技术人员开展定值整定工作并顺利完成工作交接。
二、线损专业管理工作
*年至*年9月，作为分公司线损专责人主要开展了以下工作：完成了线损统计计算的微机化工作，应用线损计算统计程序输入表码，自动生成线损报表，并对母线平衡加以分析，主持完成理论线损计算工作，利用理论线损计算程序，准备线损参数图，编制线损拓补网络节点，输入微机，完成35kV、10kV线路理论线损计算工作，为线损分析、降损技术措施的采用提供了理论依据，编制“*”降损规划，*-*各年度降损实施计划，月度、季度、年度的线损分析，积极采取技术措施降低线损，完成贯庄、大毕庄等35kV站10kV电容器投入工作，完成迂回线路、过负荷、供电半径大、小导线等线路的切改、改造工作，*年关于无功降损节电的论文获市电力企协论文三等奖，荣获市电力公司线损管理工作第二名。参与华北电力集团在天津市电力公司试点，733#线路降损示范工程的改造工作并撰写论文。
三、电网规划的编制工作
*年3月至*年11月，作为专业负责人，参与编制《东丽区1*8-*年电网发展规划及2010年远景设想》工作，该规划涉及如下内容：电网规划编制原则、东丽区概况、东丽区经济发展论述、电网现状、电网存在问题、依据经济发展状况负荷预测、35kV及以上电网发展规划、10kV配网规划、投资估算、预期社会经济效益、2010年远景设想等几大部分。为电网的建设与改造提供了依据，较好地指导了电网的建设与改造工作，并将规划利用微机制成演示片加以演示，获得了市电力公司专业部室的好评。
四、电网建设与改造工作
*年3月至现在参加了军粮城、驯海路35kV变电站主变增容工作，军粮城、驯海路、小马场更换10kV真空开关工作，参加了贯庄35kV变电站（*年底送电）、东丽湖35kV变电站（*年12月送电）、小马场35kV变电站（*年11月送电），易地新建工作，新建大毕庄35kV变电站（*年12月送电、*年4月带负荷）、先锋路35kV变电站（*年8月送电）。目前作为专业负责开展么六桥110kV变电站全过程建设工作，参加了厂化线等5条35kV线路大修改造工作，主持了农网10kV线路改造工程，在工作中逐步熟悉设备和工作程序，完成工程项目的立项、编制变电站建设及输电线路改造的可行性报告，参与变电站委托设计，参加设计审核工作，参加工程质量验收及资料整理工作，制定工程网络计划图，工程流程图，所有建设改造工程均质量合格，提高了供电能力，满足经济运行的需要，降低线损，提高供电可靠性和电能质量，满足了经济发展对电力的要求，取得了较好的经济和社会效益。
五、专业运行管理
参加制定专业管理制度，包括内容是：供电设备检修管理制度；技改、大修工程管理办法；固定资产管理办法实施细则；供电设备缺陷管理制度；运行分析制度；外委工程管理规定；生产例会制度；线路和变电站检修检查制度；技术进步管理及奖励办法；科技进步及合理化建议管理制度；计算机管理办法、计算机系统操作规程。技术监督管理与考核实施细则；主持制定供电营业所配电管理基本制度汇编。参加制定生产管理标准，内容是：电压和无功管理标准；线损管理标准；经济活动分析管理标准；设备全过程管理标准；主持制定专业管理责任制：线路运行专业工作管理网及各级人员责任制；变压器专业工作管理网及各级人员责任制；防污闪工作管理责任制；防雷工作管理责任制；电缆运行专业工作管理网及各级人员责任制；变压器反措实施细则。主持制定工程建设项目法人（经理）负责制实施细则及管理办法；城乡电网改造工程招投标管理办法（试行）；城乡电网改造工程质量管理暂行办法等。
积极开展季节性工作，安排布置年度的重要节日保电工作、重大政治活动保电安排、防汛渡夏工作，各季节反污工作安排。
这些工作的开展，有力地促进了电网安全稳定运行。
六、科技管理工作
*年至今，在工作中尽可能采用计算机应用于管理工作之中，提高工作效率和管理水平。一是应用固定资产统计应用程序，完成全局固定资产输机工作，完成固定资产的新增、变更、报废、计提折旧等项工作。二是应用天津市技改统计程序完成技术改造（含重措、一般技措项目）的统计分析工作。三是作为专业负责完成分公司地理信息系统的开发应用工作，组织完成配电线路参数、运行数据的录入工作，形成线路数据库，并用AUTOCAD绘制分公司地理图，在地理图上标注线路的实际走向，所有线路参数信息都能够在地理图上的线路上查询的出，该项成果获天津市电力公司科技进步三等奖。五是完成配电线路加装自动重合器（112#线路）试点工作，形成故障的自动判断障离，提高了供电可靠性，为配电线路自动化进行了有益尝试。四是*年9月主持完成分公司WEB网页浏览工作，制定分公司“十五”科技规划及年度科技计划，制定科技管理办法，发挥了青年科技人员应发挥的作用。
[关键词]电力自动化技术；电力工程；应用
中图分类号：TM76 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）14-0217-01
伴随着我国国民经济的健康持续发展，人均物质生活水平有了显著提升，无论是企业发展用电还是人们日常用电，对于电量的需求度越来越高，相应的对于电力系统建设提出了更高的要求。所以，在当前时代背景下，如何能够更好的保证电力系统安全和稳定，成为首要解决问题之一。由此，加强对电力自动化技术在电力工程中的应用研究十分有必要的。
一、电力自动化技术的概述
电力自动化技术是一门综合较强的技术，它是在网络通信技术和信息处理技术上发展起来的。电力自动化技术在电子工程中的应用，能够实现监督管理和远程控制，为电力系统的平稳运行提供了保证，使得电力系统能够为社会提供更为优质的服务。
电力自动化技术在电气工程中的应用，首先要满足以下几个基本要求：第一，电力自动化技术要保证电力系统的安全，并且符合经济的原则；第二，保证电力自动化技术满足电力系统各部分的技术要求，实现设备的安全性，尽可能的提高经济性；第三，以设备的实际运行为依据，便于操作人员进行协调和操控；第四，实时监控电力系统的整体数据及相关参数，进行收集后进行分析并及时反馈，以保证电力系统全程都正常运行；第五，利用电力自动化技术以达到节省人力的目的，从而减少安全事故发生的可能性。
电力自动化技术的发展方向主要有以下几个方面：电网调度技术的自动化、变电站技术的自动化、配电网技术的自动化。电力自动化技术的发展离不开计算机技术和网络通信技术。电网调度技术的自动化的核心系统是计算机控制系统，进行信息采集、整理和显示，以保证电网的平稳运行；变电站技术的自动化可以对电力系统进行优化设计和重新组合，为信息的处理收集更为全面的数据，以保证电力工程的监控系统更好的操作和运行；配电网技术的自动化主要以城乡的配电网为目标进行改造，配电网技术的自动化的应用和发展与网络化程度密切相关。
二、电力自动化技术的发展趋势
（1）电网调度技术的自动化发展。电网自动化技术主要是以计算机技术为主的控制系统，结合信息技术处理技术应用在实际，满足对信息的搜集和处理，将数据汇总进行分析，有效解决其中存在问题，保证电网系统能够正常运转，而相关调度人员可以有效进行指挥，落实各项工作任务。电网调度技术自动化，不仅有助于强化对电力工程监控，而且可以更好的规避工程安全事故，及时有效的进行预防和处理，保证电网系统正常运转，充分发挥其原有作用。
（2）变电站技术的自动化发展。变电站技术自动化发展趋势主要是借助计算机技术以及通讯技术为主，从而实现对信息数据的集中处理，确保电力工程中变电站信息有效处理，优化电力系统内部结构，为信息收集和处理提供全面的数据依据，更为合理有效的监督和控制电力系统的运行情况，规避其中潜在的安全隐患。此外，配电网技术的自动化发展，主要是针对城乡配电网进行改造，促使电网建设持续发展，电力系统得到了广泛的应用，确保配电自动化技术的实际应用，充分发挥原有作用。
三、电力工程中电力自动化技术的应用
随着电力自动化技术的发展，以及在实际电网建设中的应用，对于远程监控和管理作用发挥有着较为深远的影响，并且为电力系统安全、平稳运行做出了巨大的贡献。所以，当前电力自动化论文技术在电力工程中的应用愈加广泛，就其实际应用情况，客观进行分析。
（1）现场总线技术的实际应用。现场总线技术在电力工程建设中的实际应用，主要是将电力设备的各项设备同自动化装置进行连接，形成多向的一体化数字网络，将通讯技术、控制、计算机以及传感器有机整合在一起的技术手段。电力工程建设中，广泛应用现场总线技术通过变送器收集电量数据后，最终将信号传输到计算机主控终端中，建立数学模型进行分析和计算，将控制指令传输到设备上，实现电力自动化技术的实际应用。信息系统计算连接后，并不需要对现场整体进行控制，只需要对相关数据信息进行调度，经过实践活动经验的积累，现场总线技术的实际应用，能够促使上位机和前置机协调配合，对仪表设备及时控制，实现电力系统的控制目的。总的说来，伴随着电力调度技术的快速发展，在实际应用中能够较好的满足工作需求，实现电力系统的信息交互和共享，有效解决其中存在的问题，确保电力系统能够正常运转，不断创新和完善。
（2）主动对象数据库技术的实际应用。数据库技术是当前大数据时代较为常见的计算机存储技术，在电力工程建设中的应用主要是作用于监控系统中，对于系统的创新和发展有着较为深远的影响，推动了硬件和软件的技术变革。主动对象数据库技术在电力工程建设中的应用，相较于普通的数据库技术，主动对象数据库技术通过主动和技术功能提供支持，在实际应用中取得了较为可观的成效。与此同时，随着触发机制的广泛应用，数据库的监视作用得到了更充分的发挥和控制，大大节省了数据库数据输入和传输速度，为数据库的管理工作提供技术保障。此外，我国数据库技术经过长期的完善和发展，相关理论基础以及实践开展经验较为丰富，相信在不久的将来，电力自动化技术必然会电力系统中更为广泛的应用。
（3）光互连技术的实际应用。光互连技术在电力工程建设中的实际应用，主要是基于机电装置的控制系统，具体表现在以下几个方面：不受平面限制以及电容负载，有助于提升系统集成度，满足其监控需求。经过大量的实践证明，通过电子信息的传输，能够重组编程结构，促使电力系统更为灵活的应用管理。但是这种技术抗磁干扰性较为突出，所以在实际应用中有助于数据通讯，能够为电力系统提供更为安全、可靠的功能。光互联技术是利用电子交换和电子传输技术，对网络进行拓展并重组编程结构，具有采集数据、分析数据、控制数据等功能，从而实现电力系统更加灵活。光互联技术不受电容负载的限制，能够不同条件下对监控的需求。除此之外，光互联技术具有高级应用和电网分析的功能，在实际应用中，能够为工程调度员的调度工作提供依据。还光互联技术在电力工程中应用的最为广泛，它可以加大处理器的干涉能力，使设备具有更强的抗磁干扰力，能够实现电力系统安全性和可靠性，保证电力工程的功能可信，因此，光互联技术在电力工程中的应用具有重要意义。
四、结束语
以上所述，电力自动化技术在电力工程中发挥着越来越重要的作用，在新技术迅速发展的背景下，传统的技术逐渐被取代，这一变化更加为电力自动化技术的推广提供了机遇。应用电力自动化技术能够实现电力系统的自动化，保证电力系统的安全性和可靠性，既能减少设备的使用、降低成本投入，又能提高用电效率、增大经济效益。但是对电力自动化技术的研究是一项长期且复杂的工程，今后必须重视电力自动化技术的应用，以提高电能的产量为目标，从而为社会提供更多、更优质的电能，实现电力企业的可持续发展。
参考文献
[1] 韩晨霞.电力工程中的电力自动化技术应用[J].电子技术与软件工程，2016（19）：162.
