智能电网可视化平台的初步方案

...wd......wd......wd...共青城智能电网综合示范工程建设实施方案专题报告十智能电网可视化平台〔送审稿〕目录1前言12编制依据23建设目标43.1存在的主要问题43.2国内外现状43.3总体思路63.4总体目标73.5建设原那么83.6技术要求104实施方案134.1系统建设内容134.2系统技术架构154.2.1系统框架154.2.2硬件系统构造174.3系统集成184.3.1信息交互总线184.3.2信息集成内容264.3.3信息集成方案274.3.4一体化配网管理系统与现有系统的关系304.3.5各应用系统集成的安全策略354.3.6各应用系统的集成364.4基于集成平台的系统功能404.4.1系统功能404.4.2辅助功能454.4.3调控一体化功能464.4.4应急指挥514.4.5新能源接入及电能质量监测514.4.6配电生产管理534.5网络安全防护方案554.6基于集成平台的高级应用574.6.1分布式电源及电动汽车与配网协调运行控制574.6.2配网实时风险评估和管控584.6.3配网全寿命周期管理624.6.4区域动态能效优化管理634.6.5配用电协同管理644.7可视化平台建设644.7.1可视化展示形式644.7.2工具化的可视化手段674.7.3可视化主题管理724.7.4电网运行状态可视化734.7.5综合信息可视化784.7.6基于虚拟现实的设备可视化804.7.7智能电网全维度仿真834.7.8故障处理预案制定及演练844.7.9离线分析应用可视化875投资估算905.1设备费用905.2总费用估算926预期效益937进度安排941前言共青城智能电网综合示范工程是国家电网公司2011年坚强智能电网建设的综合示范工程，为满足综合示范工程建设的要求，本工程以展示智能电网“电力流、信息流、业务流〞的一体化融合，以及信息化、自动化和互动化特征为目标，建设符合国家电网标准的共青城智能电网全程、全景、全维度的整合立体GIS及一体化配网管理系统的智能电网可视化平台。平台综合集成了坚强智能电网发电、输电、变电、配电、用电、调度六大环节和通信信息平台的清洁能源接入、储能系统、配电自动化、电能质量监测、用电信息采集、智能小区、电动汽车充电设施、营业厅营销、物联网应用及通信信息网络、上级调度自动化系统等各业务子系统的信息，形成综合的数据集成平台。在此根基上，采用三维虚拟现实技术、电力系统动态仿真技术和数据挖掘技术等，通过实时在线分析计算和离线仿真多种手段，实现针对共青城智能电网的全维度可视化功能，以更全面、更直观、更综合的方式对共青城电网各环节、各系统进展管控与展示，提高工作人员对电网状态的掌控和决策能力。2编制依据本方案编制主要依据了国家电网公司智能电网相关指导文件和研究报告，以及江西省电力公司智能电网指导意见和相关专业技术标准。具体如下：?国家电网总体规划设计??智能电网综合研究报告??智能电网开展规划纲要??国家电网智能化规划编制工作大纲??城市区域智能电网典型配置方案〔试行〕??江西“十二五〞主网架规划设计报告??江西省电力公司三年重点开展方案??江西省电力公司坚强智能电网“十二五〞开展规划??江西电网智能化规划?IEC61968 ApplicationIntegrationatElectricUtilities-SystemInterfacesforDistributionManagementIEC61970 EnergyManagementSystemApplicationProgramInterface(EMS-API)电监安全[2006]34号 电力二次系统安全防护总体方案地区电网数据采集与监控系统通用技术条件DL451 循环式远动规约DL/T550 地区电网调度自动化功能标准DL/T599 城市中低压配电网改造技术导那么DL/T630 交流采样远动终端技术条件DL/T634.5-101 远动设备及系统标准传输协议子集第101局部DL/T634.5-104 远动设备及系统标准传输协议子集第104局部DL/T814 配电自动化系统功能标准Q/GDW370 城市配电网技术导那么Q/GDW382 配电自动化技术导那么配电自动化试点建设与改造技术原那么IEC60870 TelecontrolEquipmentandSystemsGB/T13730地区电网数据采集与监控系统通用技术条件DL/T667继电保护设备信息接口配套标准电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护规定电监安全[2006]34号 电力二次系统安全防护总体方案3建设目标3.1存在的主要问题配网管理系统建设在我国供电企业中已有10多年的历史，基本功能组成模式为SCADA+FA〔馈线自动化〕+DPAS(配网高级应用软件)+GIS〔AM/FM以及配电工作管理等〕。多年配网建设实践证明该模式实际上并不能完全反映配电网的真实特点和实际应用需求，存在的主要问题归纳如下：1)传统模式(SCADA+FA+GIS)的局限性由于资金原因FA功能不可能覆盖到全部配网，对提高供电可靠性提高所起到的作用并不大，很难看到较高的投入产出比。2)GIS系统的使用瓶颈很多供电企业都建设了自己的GIS系统，但系统缺乏清晰定位，实用的案例很少，没有很好地和DMS系统结合起来。3)信息孤岛问题目前国内供电企业中建设了FA、GIS、LMS、TCM、CIS等独立的配电系统，但是由于缺乏整体的规划，信息没有得到充分的共享和利用，限制了DMS系统的应用水平。3.2国内外现状国内：调配控一体化自动化系统在上海世博会的配网供电、浙江省桐乡市供电局投入试运行。该系统除基本的SCADA功能以外，新增加了一些功能，包括：可以实时监视配电网工况，对配网线路故障实现快速排除，有效缩小配电线路故障停电时间和范围；进一步优化配电网运行方式，通过合理控制用电负荷提高设备利用率；同时，进一步提高配网运行管理水平和工作效率，扩展了配网自动化数据接入的容量和并发量，提高供电可靠性，改善用户服务质量。国外：阿尔斯通公司与美国S&C公司方案联合开发新一代配网管理系统。2011年2月11日，阿尔斯通公司与美国S&C公司〔输配电设备制造商〕提出，将在阿尔斯通的配网集成管理系统〔IntegratedDistributionManagementSystem〕和S&C公司的IntelliTEAMSG™自恢复系统的根基上，联合开发新一代配网管理系统〔包括实时监控和资产管理等功能〕。预计新系统将大幅提高配电网的供电可靠性和效率，最大限度的减少用户停电时间，并使风能、太阳能、储能等分布式能源无缝接入配电网成为可能。美国伊利诺伊州电力调度中心〔电网可视化调度系统〕3.3总体思路整合立体GIS及可视化平台的一体化配网管理系统的总体思路是：全面遵循IEC61970/61968国际标准，以获取广域、全景信息实现电网高度信息化为前提，以统一的根基平台为根基，围绕分布式一体化共享的信息支撑、多维协调的配网风险评估预控、精细优化的调度方案和标准的流程化高效管理这四条主线，覆盖全部配网设备，涵盖配网调度、集控、管理、检修的全部业务流程，实现信息的共享集成利用。〔1〕将调度、集控、配网三类实时系统从“各自为战〞整合到统一的数据库构造平台中，消除电力生产安全一区各系统间信息交互的障碍。使得电网运行过程中，哪里出现问题，一体化系统平台就能实时监测到，并通过共享界面，实现维护、告警等，从而大大提高了工作效率，节约人力，真正做到实时、高效、经济、实用。〔2〕实现完整的DSCADA功能和集中型馈线自动化功能，能够通过配电主站和配电终端的配合，实现配电网故障区段的快速切除与自动恢复供电，并可通过与上级调度自动化系统、生产管理系统等其他应用系统的互连，建设完整的配网模型，实现基于配电网拓扑的各类应用功能，为配电网生产和调度提供较全面的服务。〔3〕通过信息交互总线实现配电自动化系统与相关应用系统的互连，整合配电信息，外延业务流程，扩展和丰富配电自动化系统的应用功能，支持配电生产、调度、运行及用电等业务的闭环管理，为配电网安全和经济指标的综合分析以及辅助决策提供服务，交互数据的格式应符合IEC61970/61968协议。〔4〕通过扩展配电网分布式电源/储能装置/微电网的接入及应用功能，在快速仿真和预警分析的根基上考虑运行应对策略与停电管理应对策略约束进展配电网自愈控制，并通过配电网络优化和提高供电能力实现配电网的经济优化运行，以及与其它智能应用系统的互动，实现智能化应用。(5)可视化展示完成以下几个方面的功能：展示电网及相关设施总体运行情况，突出显示异常信息；实现智能电网场景、设备的三维虚拟仿真；实现电网运行仿真功能，为互动体验、方式预想及事件重演提供支持。3.4总体目标依据国家电网公司智能电网和配电自动化建设的框架和原那么，深入贯彻国网公司、省公司“三集五大〞体系建设的总体要求，结合共青城社会经济和配电网开展现状，将配网调度、集控、配网自动化、应急指挥、电能质量监测、分布式电源及微电网管理、电动汽车充放电监测、配电设备巡检及管理、配电线路监测、视频监控、应急指挥、电力用户用电信息采集等系统全面纳入一体化设计方案统筹安排，建设一个完善的、先进的、可持续开展的整合立体GIS及可视化平台的一体化配网管理系统，通过界面、维护、告警事项等三个一体化，实现配网实时风险评估、预控，检修策略，配网的全寿命周期管理，有力推进调度运行与设备运行监控的融合，减少中间环节，缩短业务流程，强化电网运行管理，提高运行工作效率，使电网调度运行控制能力和水平真正适应“两个转变〞的工作要求，同时能够提高试点区域配电网用户供电可靠性、供电质量、管理水平和服务水平，实现电网构造优化、运行经济；实现实时、准确和全面的配电网监控；最大限度的减少用户停电时间，并使太阳能、储能等分布式能源无缝接入配电网成为可能，实现与用户之间的互动。3.5建设原那么构造灵活，能适应不同时期的各种管理模式。集中采集维护，分层分区域应用。在区供电局远程监控工作站上，实现基于各个供电区域的信息监视、操作管理和设备控制。高可靠性。配电自动化主站系统采用集中采集、集中存储的方式，存在较大的系统风险。这就要求配电网自动化主站系统具有更高的可靠性，采取有效措施保证系统稳定可靠运行。大数据量处理能力。配电自动化主站系统的平台稳定性和大数据量处理能力。软件系统支撑平台应能够满足电网未来5到10年的开展需要。先进性。系统在硬件选型上要考虑选用符合计算机及网络开展方向的主流产品，既要满足目前和今后一段时间的实际需要，又要保证在一定时间内不落后；软件支持系统和应用软件在选型时要考虑采用符合行业应用方向的主流产品和成熟的系统软件，保证建成的系统具有先进的功能，并能方便地升级新的版本。灵活的扩展能力。随着经济的快速开展，电网处于高速扩张和开展阶段。配电网自动化主站系统必须考虑将来配网监控模式改变的可能性，支持扩展配网二级监控主站的技术能力。集成互联能力。配电网自动化主站系统必须采取有效的技术措施实现与调度自动化系统、大用户负荷管理及配变监测系统、GIS系统、配电MIS系统、营销管理系统、电能量计量遥测系统及实时数据中心的信息的交互、共享。保证配网设备参数模型的唯一性。充分利用现有配电GIS系统，按照IEC61968/61970的标准,从配电GIS系统导入配网设备参数和模型参数，统一建模并确保数据的唯一性。在配电网自动化系统建设初期，要首先实现配电GIS系统与配电SCADA系统的参数模型统一。这是后期实现二者数据及图形共享的首要条件。整体规划、分阶段实施。配电网自动化主站系统的平台、数据库建设及根基应用软件如SCADA、WEB等，应在系统建设第一阶段进展整体建设。对于模块化的配电仿真和配电高级应用分析软件，可以随着系统数据的积累逐步建设。集成平台数据源唯一。集成平台上采用的信息都来自于各应用系统，如用户信息来自于营销ERP和计量自动化系统，实时数据来自于配网SCADA、实时数据中心，配网设备运行检修信息来自于配网生产管理信息系统，配网拓扑构造及设备技术参数来自于GIS系统。基于信息交互总线〔IEB〕实现配网运行管理平台的集成，逐步运用SOA的集成技术，对已存在的应用系统有方案的推进架构的改进，形成提供各类业务服务的业务总线。3.6技术要求1、基于消息与总线的机制一体化配网管理系统应基于信息交互总线〔IEB〕和企业服务总线〔ESB〕，从共青城各个业务系统获取所需的信息数据，保证一体化配网管理系统与其它业务系统的松耦合关系。2、基于立体地理GIS和接线图两种背景模式立体地理GIS背景模式具有直观和真实的优势，用于展示电网对象之间的地理位置关系，可以直接展示具备地理坐标属性的电网对象或数据，或者间接地将非地理特征的数据通过地理对象展示到相关地理位置；接线图背景模式具有简单直接的优势，用于展示电网对象之间的拓扑和附属等关系，接线图应具备与立体GIS模式一样的数据可视化功能。3、全面展示电网信息，支持故障报警功能一体化配网管理系统能够根据需要综合展示共青城智能电网中各个业务系统的信息，包括清洁能源接入、储能系统、配电自动化、电能质量监测、用电信息采集、智能小区、电动汽车充电设施、营业厅营销、物联网应用及通信信息网络、上级调度自动化系统以及将来可能建设的其他业务系统。在信息展示的同时，能够根据设置，利用声光电手段，突出显示故障信息。4、支持电网模拟、离线分析和故障反演电力系统网络的规模越来越大，运行操作也越来越复杂，对电力网络运行状态的分析与计算、线路的改造与设计、故障的分析与处理都提出了越来越高的要求。由于电力系统的特殊性，很难在实际电网上对网络的各种运行状态进展模拟和仿真。所以，为了更好地分析和预测电网的未来状态，保证电网的稳定、高效和安全运行，一体化配网管理系统不仅要支持实际电网的可视化，也应该支持电网模拟、离线分析、未来规划态的可视化，并对潜在的威胁到电网安全运行的隐患进展预警。5、可视化方式与数据独立，可视化形式多样化、可配置一体化配网管理系统应提供丰富的可视化方式，以满足共青城电网不同格式、不同种类和不同应用环境下的数据可视化要求。可视化方式应与数据完全别离，以适应系统建设完成后，无需开发和改造，就能适应未来新数据的可视化要求。用户可以灵活定制或修改可视化工具库，根据具体业务应用，为各类型数据选择和配置相应的可视化方式集合。为了满足共青城智能电网综合示范工程对于电网信息发布、展示和综合可视化的要求，以及可视化功能强大、直观、易用等基本要求，一体化配网管理系统的建设要符合以下设计理念：基本数据全面展示：智能电网各业务系统数据及其相关外部设备、环境数据的全方位展示。关键信息主动展示：根据使用人员关注点的不同展示不同层面的关键信息。关联信息联合展示：以主题思想为指引，将处理某一特定任务所需要的相互关联的信息组织在一起，联合展示。信息高层次综合运用：综合运用、分析各类数据和信息，提供辅助决策。6、支持电网场景三维视景随动功能基于三维GIS的虚拟共青城系统将三维仿真的虚拟场景建设在真实的地理信息系统之上，通过叠加柱状图、曲面等三维图形，将共青城电网的运行信息、模拟仿真结果，以及气象、交通等电网外部环境信息完美地展示出来。同时实现对城市电网的视景仿真和动态城市电网景观及重要电网场景的漫游，增加三维景观真实感。7．采用智能化报警方式配电线路故障处理是配电网自动化的系统的主要功能之一，在配电网络发生故障的情况下，配电网自动化终端会上报大量的报警信号和事项信息。配电网自动化主站必须建设实时报警和事项实时数据库，能够自动对报警事项进展分级、分层处理，能够经受得住雪崩事故情况下的大量报警和事项的冲击。8．采用通用的报表格式报表是自动化的一项基本功能，它要求制表灵活、操作方便。要求系统采用EXCEL电子表格风格设计，报表数据可着色、可嵌入图形、曲线或棒图等，并与EXCEL文件兼容，易学易用。报表支持客户/服务器(C/S)和浏览器服务器(B/S)构造，可以跨平台使用，即在任意Unix/WindowsNT工作站平台或通用的IE浏览器上均可以同时有多个用户并发从事报表的维护或浏览。9．采用通用的Web浏览技术WEB浏览系统的客户端免维护，使用要简便、灵活、通用、安全和美观，在保证实时性的前提下，满足200个以上的客户端并发访问。10．采用集群化的采集模式在大数据量采集的情况下，传统的主备前置采集模式将成为通信瓶颈。配电网自动化主站系统的前置机必须支持集群模式，可以根据需要扩展前置机群组。11.能够满足基于复杂配电网架构造的配电线路故障处理需求主站系统必须能够根据电缆线路、架空线路以及电缆架空混合线路等不同的网架构造配合变电站保护、配电线路上配置的各种类型的开关设备和自动化终端设备采用不同的故障处理模式。12.故障处理方案必须基于网络拓扑分析和负荷分析计算在进展配电线路故障处理，需要进展负荷转供的情况下，主站系统必须进展负荷计算，转供方案必须基于线路负载能力，防止因为超载造成二次故障或扩大故障范围。13.满足大容量数据处理需求，具有高可靠技术措施配电网主站系统必须具有大数据量处理能力，采用可靠性技术措施保证系统稳定性，消除数据集中采集和存储带来的系统风险。系统交付时应按设计远景年规模配置所有软件和数据库，以保证远景年扩大时不再需要对系统进展重新装配。14．满足网络安全防护要求配电网自动化系统分为配电自动化、配电生产管理系统两大局部，分属于网络安全一区和三区。二者之间需要进展设备参数模型及实时数据的交互和共享。配电自动化系统和配电生产管理系统之间必须安装符合电力二次系统安全防护总体方案要求的物理隔离设备。来自公网通信路径的数据必须通过网络安全防护设备后，才可以接入主站数据采集系统。4实施方案4.1系统建设内容整合立体GIS及可视化平台的一体化配网管理系统的建设分为以下4局部：1、系统集成方面，建设综合数据平台，整合有关配网运行管理的各类系统，促进系统集成一体化;2、配电系统自动化功能，提高故障快速定位、隔离的能力；3、加强配电高级应用分析功能的应用，充分利用配电终端采集的配电网运行数据，实现配电网实时拓扑分析、实时线损分析、网络优化运行分析等功能；4、可视化展示平台建设。通过配电自动化系统、配网生产管理系统以及构建配网运行管理集成平台建设主站系统，以缩短用户停电时间、提高供电可靠性，提高配电运行的工作效率。配电网自动化主站是一个相对完整的系统工程，实施时间相对较长，实施期间要求很强的连续性。在配电网自动化建设工程的初期阶段，应按照共青城配电网的整体规模建设配电网自动化主站的主体局部，主要包括配电网自动化主站系统的支撑平台、应用平台、数据库和网络构造局部的建设。主站系统的建设还要考虑系统运行环境〔如机房和调度室〕的建设。在建设初期，配电网自动化主站系统主要实现配电SCADA功能、配网线路故障分析处理功能、WEB浏览服务功能、操作及信息分区分流功能。根据系统应用情况可以适当调整应用模块的安装调试时间。对于模块化的配电仿真和高级应用分析软件，可以根据配电网自动化系统的进展情况，随着配网信息和数据量的积累，逐步扩展。在建设过程中还要实现配电网自动化系统与调度自动化系统、电能量计量遥测系统、大用户负荷管理及配变监测系统、配电GIS等系统的集成和互联。配电GIS系统以及配网生产管理系统，作为配电网自动化系统的重要应用，需要根据配电网自动化系统的总体规划要求，按照既有方案稳步推进，逐步实现配网生产管理的流程化、标准化和实用化。同时，按IEC61970、IEC61968CIM模型和组件接口标准，实现与配电网自动化主站系统的参数、图形及网络模型的共享。4.2系统技术架构4.2.1系统框架多维全景一体化配用电协同管理系统框架如图4-1所示：图4-1一体化配网管理系统系统框架一体化配网管理系统主要由一体化根基平台、应用功能软件以及基于IEC61968的信息交互总线构成，并实现与外部系统〔上级调度系统、营销管理系统、配网生产管理系统等〕的互联。一体化根基平台采用面向服务的设计理念〔SOA〕，主要由商用库、实时库、实时消息总线、服务总线、GIS一体的图模维护工具、GIS一体的图形浏览器、模型拼接工具以及WEB发布功能等局部构成，支持配电网运行可视化。其中服务总线包括系统运行管理服务、权限服务、资源定位服务、告警服务、文件传输服务、实时数据通信服务、简单消息邮件服务、日志服务等各类服务。一体化根基平台主要用以支持监控运行、分析研究和生产管理，构建信息共享、技术公用、接口开放的软件开发和运行环境。配电自动化的应用功能包括配电SCADA、馈线自动化、网络拓扑分析、调度管理支持〔包括操作票、检修票、保电管理、停电分析等〕、状态估计、配网潮流、供电可靠性分析、N-1分析、解合环校验、网络重构、配网仿真、负荷预测、网损分析、配电智能化软件等。其中配电智能化软件主要包括分布式电源及电动汽车与电网协调运行控制、配电网实时风险评估及预控、配网设备全寿命周期管理等。基于IEC61968的信息交互总线是一体化根基平台和应用软件与配电企业内/外部系统进展信息交换的纽带，通过信息交互总线可以实现数据和模型的自动同步、配电数据管理的流程化、信息化和应用集成。信息交互总线可以实现用户的逻辑应用与企业各系统平台的解耦，具有很强的跨平台兼容性和可扩大性。可视化模块利用可视化人机交互子系统提供的各种可视化手段，实现电网状态信息、设备信息、分析结果、仿真信息的可视化，同时提供交互手段，实现可视化信息的交互操作。4.2.2硬件系统构造一体化配网管理系统的硬件构造见以以下图所示：图4-2一体化配网管理系统硬件系统构造图一体化配网管理系统的网络构造采用双局域网设计，使用企业级三层交换设备，构建两套平行局域网。所有平台内服务器与工作站均采用双网卡对应接入，构成高效、分布的开放系统，为一体化配网管理系统的长期稳定运行提供根基。一体化配网管理系统的显示内容通过拼接大屏幕系统进展展示，拼接大屏幕系统拥有触摸控制台，在触摸控制台上实现对拼接大屏幕展示内容的互动操作和可视化演示。4.3系统集成4.3.1信息交互总线系统体系构造总体架构思路：统一模型、双总线＋SG186总线〔仅建设通信服务器〕、两个数据交换中心。信息交互总线的体系构造，如图4-3所示。图4-3信息交互总线的体系构造图系统构架模型根据信息交互平台的系统构造和功能需求，系统框架从逻辑上划分为六个层次：应用层、集成接口层、适配器层、消息层、服务层和交互总线层。系统框架模型见图4-4。应用层应用层调度营销生产GIS集成层Web服务JDBC/ODBC适配器层发布/订阅客户端消息生成与解析消息校验消息日志HTTP消息层扩展消息IEC61968消息服务层Web服务总线层发布订阅管理扩展消息发布/订阅引擎日志安全机制图4-4信息交互总线框架应用层包括共青城智能电网所涉及的调度系统、生产管理系统、营销管理系统等多个业务系统，运行环境相对独立，负责对应领域的业务功能与数据；集成层主要负责提供多种传统的接口，以适应异构业务系统数据源的多样性，利用多样化的接口，总线适配器能够集成所需的业务数据，并以对应的方式向业务系统提供对应格式的数据；适配器层是业务系统与交互总线的中间人，对外负责完成数据格式转换，包括业务数据向IEC61968标准消息的生成，以及IEC61968消息向业务系统所需格式的数据解析，此外，适配器层还负责发布/订阅机制在客户端的功能，例如消息的订阅、暂停、恢复、退订和发布消息功能，以及消息校验〔格式校验、内容校验〕和消息日志等功能；消息层是信息交互总线内部所传输的IEC61968标准消息，以及在现有消息不满足要求的情况下，自行扩展的各类消息；服务层是一系列Web服务标准和技术，用于实现总线的各种功能；总线层实现基于发布/订阅的IEC61968消息交互机制，发布/订阅引擎即发布订阅的服务器端，负责消息的路由功能，保证消息准确传输到目的地；发布订阅管理模块负责发布/订阅引擎的管理与监控；总线层还应当提供日志功能和安全机制，保证总线运行的稳定性，安全性和可维护性。系统功能要求为了保证共青城智能电网各业务系统的之间的高效信息交互，以及信息交互总线的易用性、可维护、可扩展、安全性等，信息交互总线及其适配器应满足以下技术和功能要求：(1)信息模型在满足数据一致性、标识一致性的前提下，共青城电网各业务系统之间的信息交互应依据IEC61968和IEC61970国际标准进展建模和交换。在现有消息格式不能满足要求的情况下，可以提供相应的消息扩展功能，满足共青城电网信息交互的特殊要求。由于IEC61968消息数量众多，格式复杂，应提供IEC61968消息及其之间联系的图形化描述与可视化功能，便于工作人员理解、生成、解析以及扩展IEC61968消息。(2)信息交互日志与数据库信息交互总线应该提供消息交互日志和数据库功能，便于系统的管理、维护和纠错；此外，通过在总线数据库中保存消息，也可以防止一样数据的重复生成与传输，提高信息交互总线的运行效率。(3)实时与准实时数据传输面对电网应用中实时数据和准实时数据交互的特殊要求，信息交互总线应提供高速数据传输机制，保证此类数据交互的需求。信息交互总线能采集各个自动化系统的实时数据和历史数据，这里包括采用各种通讯方式得到的数据。并将采集到的数据，转成统一的数据模型后进展数据处理。(4)支持大容量消息由于IEC61968消息的粗粒度特征，业务系统之间交互的消息具有体积巨大的特征，因此，信息交互总线应该支持处理兆字节级别的大容量消息。(5)稳定性与可靠性对于业务系统的信息交互请求，信息交互总线应该具备快速响应能力，并提供是否成功的状态反响；对于高并发的特殊情况，应该具备负载均衡能力，以保证高吞吐量、高可靠性的信息交互。(6)发布/订阅机制为了保证业务系统之间的完全解耦，保证信息交互的透明化，实现信息交互总线的高效运行、易管理维护和可扩展性，信息交互总线应支持基于代理〔Broker〕的发布订阅引擎，由发布订阅引擎负责各业务系统的发布/订阅和消息路由，业务系统之间并不直接发生关系，具体应遵循WS-Notification系列的三个标准标准。(7)支持双总线需求由于电网系统安全分区的要求，跨区信息交互需要设置两条或多条信息交互总线，因此，共青城电网信息交互总线应具备多条总线之间的消息路由功能以及跨区通信能力。(8)接入系统管理对接入到信息交互总线上的多个系统进展管理，能够直观浏览接入系统的名称、位置、连接参数等根基信息，能够查看各个接入系统对于公共信息模型的支持能力。提供禁用、启用等功能对集成至总线上的系统进展控制，满足在一些场合下临时制止某个系统的数据被接入总线。(9)支持数据集成模式总线能提供联邦式的数据集成模式，通过总线提供的数据封装能力，接入各种构造化数据和非构造化数据并对最终用户隐藏接入对象的物理位置，从而使多个分布式应用系统看起来就像一个应用数据提供者。应用系统从总线获取数据时无需关心数据来自哪个系统，也不用了解该系统的连接协议等信息，接入总线的系统相对数据应用系统保持透明。(10)事件通知服务当接入系统中的数据发生变更时，能通过事件接口以消息方式通知应用系统或将变化的数据发送给应用系统。(11)数据同步管理能够提供多种数据同步机制，以保持主数据与源头系统以及目标系统中的数据相一致。(12)总线安全机制为了保证信息交互的安全性，信息交互总线应具备适配器身份认证、权限分配、消息加密传输，以及异常告警等安全与主动防御机制。安全日志:能够将数据总线上发生的所有数据访问的信息记录在安全日志中权限控制:提供安全验证和数据权限控制能力，能灵活控制应用系统能访问的数据范围。消息运行状态监控:对整个系统的运行情况进展实时监控，主要包括运行状态、访问流量、负载能力和运行日志等。(13)数据采集功能配网运行管理集成平台应支持接收无源数据的功能，这里包括采用各种通讯方式得到的实时数据及历史数据，转成统一的数据模型后供其他相关系统进展数据处理。(14)基于浏览器的管理界面主要功能是对智能支持平台进展配置、监视和管理，如总线与适配器的管理、发布/订阅引擎的配置与管理、IEC61968标准消息的管理、消息数据库的管理、日志数据库的管理。实现方式是在服务中心上建设上述管理功能的服务，然后在浏览器上利用Ajax方式远程调用这些服务。(15)历史数据提取功能总线能将各个应用系统之间交互的数据进展保存，数据存放在数据库中，并支持对历史数据的访问和查询。系统技术组成配网运行管理集成平台应遵循IEC61968/61970标准，以松耦合方式实现主站和其它系统之间的信息交换。支持标准的发电、输电、配电、用电统一融合的全CIM模型和IEC61968消息交换模型，并可采用适配器将非标准私有协议转换成标准协议，实现符合面向服务架构〔SOA〕的数据集成。(1)Web服务数字化配电网智能支持平台采用Web服务为技术根基来实现，Web服务的开放性和标准化保证了智能支持平台的可拔插设计。从中心外围的适配器和管理模块，到中心内部的日志服务器、XMLSchema全模型库和XML数据库，全部基于Web服务进展实现。这些功能子模块不仅可以采用异构系统，也可以部署在网络任意位置。(2)IEC61968的粗粒度服务建设数字配电网智能支持平台，只采用Web服务实现标准化是远远不够的，还需要采用SOA思想，即采用粗粒度服务对数字配电网的各种业务进展归纳和统一。IEC系列标准是已经得到公认的电力行业标准，不仅包含了公共信息模型CIM，还包括了IEC61968数据交换标准，该标准就是建设在SOA的粗粒度思想之上，因此，本工程将IEC61968与SOA架构结合起来，在数字化配电网智能支持平台中实现数字化配电网的粗粒度服务。(3)事件〔发布/订阅〕引擎从上面的介绍可以看出，Web服务保证了智能支持平台的平台独立性、功能调用的开放性和标准化，IEC61968实现了SOA架构和粗粒度服务。在SOA的松耦合根基之上，数字化配电网智能支持平台进一步采用基于事件驱动的发布/订阅引擎，来实现各子模块之间的完全解耦。发布订阅引擎必须遵循WS-Notification标准，即基于Web服务的发布订阅引擎。(4)基于IEC61968的消息主题设计发布/订阅机制以事件为根基，数字配电网智能支持平台遵循IEC61968消息交换标准，以IEC61968消息作为事件，发布订阅引擎根据这些标准事件或消息进展应用集成，实现数字配电网中的各种业务。(5)日志数据库智能支持平台的日志数据库主要用于记录总线中的发布/订阅情况，如消息订阅记录〔订阅方、订阅主题、订阅时间、成功标志〕、消息发布记录〔发布方、发布主题、发布时间、成功标志〕。基于日志数据库，可以根据消息主题、订阅方、发布方等方式对日志记录进展可视化，便于电网业务流程的监视和管理。(6)全模型XML数据库智能支持平台所交换的消息完全遵循IEC61968的标准消息格式，都是XML格式的消息。为了对这些标准消息进展格式约束和存储，建设了两个XML原生数据库：一个用于存储IEC61968标准消息格式的XML数据库，与此相对应，另一个XML数据库用于存储符合这些标准格式的实际消息。前者是全模型框架、后者是全模型实例。(7)非侵入式适配器信息交互平台提供的适配器对原有应用是透明的，并且不依赖于应用的体系架构和所使用的硬件、软件技术。对应用的修改不敏感，即适配器对原有应用是非侵入的，将影响降至最低。系统硬件构造配网运行管理集成平台跨越两个安全区中，分别为安全区Ⅰ和安全区Ⅲ，在两个安全区内的配置是完全对等的。安全区Ⅰ与安全区Ⅲ之间设置正向与反向专用物理隔离装置，如以以下图4-5所示：图4-5系统硬件构造4.3.2信息集成内容根据共青城电网实际建设情况，通过信息交互总线〔IEB〕或综合数据平台等方式，从各业务子系统集成各种图形数据、设备数据、运行数据、实时数据、环境数据等信息，形成标准化的根基数据。具体内容包括：立体GIS图：来自立体GIS系统。变电站接线图：与共青城相关的220kV、110kV、35kV变电站，是10kV线路的上级电源。配电站接线图：开闭所、电缆分界室、用户配电室、小区配电室、箱变等接线图，来自配电自动化系统。系统图：10kV系统接线图，配电自动化系统。单线图：10kV线路单线图，来自GIS系统或上级调度。故障信息：与配网相关的故障来自配电自动化系统，包括过去已经发生和现在正在处理的线路、设备、用户或者低压故障。配网自动化实时信息：自动化配网开关的两遥信息和故障信息，来自配电自动化系统。用电信息：来自用电信息采集系统，用于显示用户当前用电量、欠费信息等。主网实时信息：变电站综合自动化的两遥信息和故障信息，来自上级调度自动化系统。电动汽车充电设施实时信息：来自配电自动化系统或电动汽车充电信息采集系统。营业厅营销相关信息：来自营业厅营销系统。智能家居信息：来自智能用电服务系统。4.3.3信息总线与上一级调度自动化系统接口上一级度自动化系统将变电站设备信息、拓扑信息、实时信息及故障分析信息传送到IEB。与一体化配用电协同管理系统接口一体化配用电协同管理系统将10kV配网在线监测信息、实时信息、电能质量信息、10kV配网的故障分析结果、方案停电及故障停电影响范围、停电影响用户、10kV配网的方案检修工作票、停电操作票分析结果等信息传送到IEB。一体化配用电协同管理系统通过IEB获取电网GIS系统的配网设备信息、配网地理拓扑信息及用户地理信息，上一级调度自动化系统的接入10kV环网的分布式电源及变电站设备信息、拓扑信息、实时信息、故障分析信息，用电采集系统的关口电量信息、公变实时信息、专变实时信息以及故障报警信息，营销相关应用系统的用户故障报警信息。与GIS/PMS系统接口电网GIS系统系统将10kV配网的设备信息、地理拓扑信息及用户地理信息传送到IEB。将生产管理系统〔PMS〕的方案检修信息、方案停电信息、设备台帐信息等相关信息上送总线。电网GIS系统通过IEB获取上一级调度自动化系统110kV以上，配电自动化系统10kV配网的实时信息、10kV配网的故障分析结果，营销相关应用系统的关口电量信息、公变实时信息、专变实时信息，实现数据维护的源头唯一及数据共享。IEB将电网设备在线监测信息、实时信息和故障分析结果等信息发送给PMS等相关系统。与营销相关应用系统接口营销相关应用系统将中低压用户信息、95598用户故障报警信息、关口电量信息、公变实时信息、专变实时信息以及故障报警信息传送到数据中心，当有其他相关系统需要信息时，通过IEB再到数据中心抽取。营销相关应用系统可通过企业集成总线ESB从IEB获取配电自动化系统的配网实时信息、故障分析结果，获取PMS系统的设备资产信息等信息。IEB与SG186的关系IEB和SG186应用集成总线之间的差异：面向的应用对象不同，SG186主要是为信息部门服务，主要负责集成8大应用。而IEB主要是为配电生产、运行等相关的各种应用服务。由于服务的目的不同，SG186的应用集成总线只能集成安全三区中的应用，而IEB那么可以集成安全三区和安全一区中的相关应用。遵循的标准有差异，IEB是按照IEC61968和61970的标准实施的，SG186应用集成总线目前只支持61970。IEB和SG186应用集成总线之间的联系：两者都支持WebService、JMS等标准的接入方式，都支持标准的服务接入方式。因此，IEB可以和SG186应用集成总线之间实现总线互联。对SG186应用集成上已有的服务，IEB上接入的系统可以通过IEB、SG186应用集成总线访问。对IEB上已有的服务，SG186也可以通过SG186应用集成总线、IEB访问。4.3.4信息集成方案数据集成系统实现业务子系统的数据集成及整合，数据集成系统能够以标准接口获取公共信息，同时能够通过基于一般文件、数据库、专用通信协议的接口获取非标准业务数据，数据集成系统按照统一的标准对数据进展整合，建设一体化配网管理系统数据中心，对运行数据、参数、业务数据进展管理，为各种可视化应用提供数据支持。集成配置管理实现数据字典维护、数据维护、日志管理、多源数据库管理、数据库备份与恢复管理、系统对时管理、版本管理等功能。为数据集成系统安全和稳定地运行提供管理、维护的手段。数据交换数据交换模块实现网络安全隔离要求下的各个应用系统的数据交换的要求，为各部门用户提供安全、稳定、可靠和快捷的数据交换服务，实现数据中心与各业务子系统的互动和信息交换。数据交换模块通过统一的维护界面，屏蔽数据交换的实现细节，通过用户配置，对各种配置参数进展合理的组合和管理，可以实时高效的完成以下功能。数据交换模块提供多种标准化的数据交换接口，包括CIS服务接口、ESB通信总线接口，同时也根据具体情况，提供一般基于文件和ODBC的数据交换接口。基于文件服务的数据交换接口采用文件服务以文件形式与其它系统进展数据交换，即从源系统获取文件，并利用数据交换服务功能，把数据交换到目的节点，并转存成文件方式存储到相应目录下，实现交换功能。访问方式及文件类型如下：E格式文件；SVG格式文件；XML格式文件；文本格式文件；数据库访问接口 数据表到数据表的交换方式，即从一个系统的数据库的数据表中获取数据，并利用数据交换服务功能，把数据交换到目的节点，并提供入库服务，最终实现数据表中数据的交换功能。系统通过利用ODBC/JDBC组件，支持对多种满足SQL标准的数据库进展数据抽取和装载。遵循标准如下：遵循ODBC/JDBC标准；遵循标准SQL访问；数据库视图访问；消息事件接口 针对特定的业务系统编写专门的通信接口，实现数据交换，遵循TCP/IP标准，提供Socket通信协议的消息接收服务。数据整合实现数据库建模管理、数据库编码管理、数据库数据管理、数据统计分析公式的定制与管理、模型拼接等功能。对电网设备参数、电网管理数据、电网资产数据、电网运行数据等进展综合分析，通过信息数据的抽取、净化和装载，实现面向智能电网可视化的数据整合，以应用为主题进展统一的建模管理。 数据存储核心根基数据遵循“源端维护，共享一致〞的原那么，信息集成软件只负责采集各个业务系统的数据，进展必要的校验和整合，然后存储。数据集成系统提供数据维护的工具，支持对核心数据修改和审计。数据管理充分考虑版本控制和时间控制。其中，版本控制主要用于设备名称的变更〔例如新厂站投运，厂站扩容、线路的切改，老设备退运等〕和模型变化；历史回溯控制主要用于设备的投产和退役情况。数据集成系统将提供公用数据处理服务来处理内部版本和时间问题，为用户提供统一的、可回溯的、真实的数据服务。数据安全策略管理保障数据安全的措施包括数据的物理安全、逻辑安全、以及数据使用安全等方面。数据物理安全数据的物理安全主要指系统应有效防止由于硬件缺陷和故障导致的数据丧失，例如硬盘失效；数据集成系统通过双机热备增加数据的安全性。数据存储安全数据存储安全由物理存储策略、访问控制、传输安全、数据使用权限、数据的备份与恢复等方面构成。数据集成系统通过权限管理限制数据的发放范围，提供数据备份与恢复工具保证数据的及时备份。数据的使用安全为保证数据的数据一致性，防止上层应用产生错误。应保证数据在传输、转换、装载过程中的完整性。数据集成系统根据不同应用系统、不同的用户或角色采用不同的磁盘使用策略、数据加密、权限管理等措施，同时，通过版本管理和时间控制保证数据的一致性。数据发布管理对外提供整合后的数据资源级服务〔例如：一次设备参数、限值、模型、图形、E格式数据、发电、用电、联络线的电量电力数据服务等〕和数据交换服务。为不同应用系统提供一种无缝访问数据的方式。4.3.5一体化配网管理系统与现有系统的关系一、与生产管理系统、GIS系统、营销系统、计量自动化系统的关系通过与生产管理系统、GIS系统、营销系统、计量自动化系统进展数据交互，实现对客户相关停电业务的集中管理，即客户停电管理系统。客户停电管理系统与现有其他系统的关系如图4-6所示。图4-6客户停电管理系统与现有其他系统的关系系统可以实现根据预安排停电、故障停电自动生成需要通知的用户，95598客服中心可以通过停电管理系统查询到故障停电原因和复电时间，将能够对各类停电业务进展分析、统计。涉及停电信息及系统源包括：(1)预安排停电：生产部门在生产管理系统中填写停电申请，通过停电审批流程，最终由调度中心〔站内〕或区局〔站外〕制定停电方案。(2)故障停电及强制错峰停电：通过配网SCADA主站系统或者95598发现故障点后，客户停电管理系统提供对这两类停电进展录入的功能，录入时，可以从停电系统中查到故障停电的原因和受影响的用户。(3)自觉错峰停电：自觉错峰停电信息在计量自动化系统中记录，停电管理系统需要与计量自动化系统建设接口，定期从计量自动化系统中读取自觉错峰停电记录，并且生成相应的报表。(4)用户申请停电和欠费停电：在营销系统中会有这两类停电的记录，停电管理系统需要与营销系统建设接口，定期从营销系统中读取这两类停电记录，并且生成相应的报表。二、与配网SCADA、计量自动化系统、配网GIS和PMS的关系通过实时获取电网运行监控系统如配网Scada、计量自动化系统等的电网停电信息，依托配网GIS及配网生产管理信息系统中的电网根基数据，及时、准确、可靠、一致的分析、统计电网可靠性指标数据，可以构建供电可靠性管理系统。供电可靠性管理系统与现有其他系统的关系如图4-7所示图4-7供电可靠性管理系统与现有其他系统的关系提高供电可靠性需采取大量技术、管理、电网建设等措施，对可靠性措施实施的效果需要真实、有效反响回来，以便针对供电可靠性的薄弱环节采取相应措施。由于可靠性相关的信息种类多、来源广、时效性强、管理站点分散，及时、准确地获取统计供电可靠性数据难度很大。三、与配网GIS、SCADA、95598客服中心的关系电力故障抢修工作是保障供电优质服务的关键因素。对于客户的报修申告，抢修车辆及人员能否在承诺的时限内以最快的速度到达现场直接关系到客户对供电部门的满意度。为了加强电力抢修车辆管理，提高车辆运行效率，加强运行作业调度，建设一套电力抢修车辆监控调度系统势在必行。利用GIS系统完整的电子地图信息，实现依赖于电子地图的车辆监控调度。车载终端安装有GPS，在系统地图上可实现车辆实时监控。此外，可从配网SCADA主站系统或95598客服中心获取故障点信息，能把工单下发到抢修车，抢修车车载终端能操作工单，通过无线通信技术与中心车辆监控调度实现信息交互，实时反响工单执行情况。某一抢修任务进展到一定阶段时，可把抢修状态告知95598客服中心，再由95598客服中心及时通知到相关用户。故障抢修管理系统与现有其他系统的关系如图4-8所示。图4-8故障抢修管理系统与现有其他系统的关系通过该系统实现电力抢修车辆和电力系统控制总台之间双向传递，实现对抢修车的状态监视、有效调度、信息查询等功能，并有效提高客户报修的响应速度，降低车辆到达现场的时间，从而缩短用户停电时间，更好地提高客户满意度。四、与配网GIS与电力营销系统、大用户计量自动化系统的关系电力企业中的“四分线损〞管理工作中,“分线线损〞普遍存在着为确保用户供电可靠性，实行环网方式供电时,供电潮流的变动对线损的分析统计带来不确定性影响的难题。如何能及时反映日常线路的供用电运行情况，及时发现线路出现的用户违章违规现象，需要对配网线路的“分线线损〞在线计算方法进展研究。在线线损分析系统与现有其他系统的关系如图6.4.4-1所示。图4-9在线线损分析系统与现有其他系统的关系本系统研究分析四分线损中的配网电力拓扑改变引起的线损分析异常的解决方法，通过系统信息集成，计量遥测系统的馈线实时量测信息和大用户计量自动化系统的变压器实时量测信息。同时，通过配网GIS与电力营销系统、大用户计量自动化系统的接口，得到变压器、用户、高压计量表的相关关联关系，并利用配网GIS的强大的电力网拓扑分析功能及地理信息沿步图，对实时线损进展分析，生成实时线损报表及实时线损走势图。五、与省级95598供电服务系统的关系在共青城一体化配网运行管理中心设立配电远程工作站，负责接收并处理省级95598供电服务中心派发的报修工单，按故障类别、故障地点对派发的抢修工作进展调度、协调、跟踪和督办，及时向95598供电服务中心反响抢修工作进展情况。负责实时录入共青城供电公司供电区域内方案停电、临时停电、故障停电等相关信息，及时报送电网故障突发事件信息。五、与省级GIS空间服务平台的关系按照国网公司“三集五大〞建设要求，江西省电力公司将建设统一的电网GIS空间信息服务平台。共青城一体化配网管理系统通过与电网GIS平台的信息交互完成基于三维GIS的可视化展示功能。一体化配网系统为向电网GIS平台提供电网图形数据及电网拓扑数据，GIS通过接收配网管理系统的实时数据在图形上进展分析展示。一体配网管理系统与电网GIS平台的信息交互如图4-8所示：图4-10一体配网管理系统与电网GIS平台关系图4.3.6各应用系统集成的安全策略图4-11实时与非实时系统间集成关系示意按照电监会?电力二次系统安全防护总体方案?关于网络安全区域划分的规定，结合生产管理系统的建设，采用以下方式实现配网相关自动化系统的集成，系统间的集成关系如以以下图6.3.3-1所示。1．基于实时数据中心系统，在网络安全二区构建生产运行监控数据平台。配电自动化系统、调度自动化系统、电能量计量遥测系统、大用户负荷管理及配变监测等系统，采用IEC61970/IEC61968CIM/CIS模型及接口标准，将实时数据、准实时数据存储到数据中心系统，通过数据平台进展互联和数据共享。2．在网络安全三区构建生产管理信息平台。GIS应用系统、配电生产管理系统、营销管理系统以及办公系统，通过生产管理信息平台进展互联和数据共享。3．位于网络安全一区、二区的实时数据监控系统〔调度自动化、配电自动化〕及准实时数据监测系统(电能量计量遥测、大用户负荷管理及配变监测)和位于网络安全三区、四区的信息系统之间的信息交互都通过两个平台之间的接口进展，跨安全区各系统之间不再进展穿插互联。4．在网络安全一区、二区和安全三区、四区之间构筑正向和反向物理隔离设备，在满足网络安全防护的前提下，实现两个平台之间的数据及信息共享和交换。4.3.7各应用系统的集成1．一体化配网管理系统从大用户负荷管理及配变监测系统取得配电变压器运行的有关数据及大用户用电负荷信息，为分区域负荷预测提供低压用户负荷数据。配电网自动化系统不再需要在变压器端安装变压器监测终端装置。同时大用户负荷管理及配变监测系统从配电网自动化系统取得10kV配电线路上分线、分段的运行数据，补充进展线损分析计算的数据。为负荷监控提供配电实时运行信息。2．一体化配网管理系统从调度自动化系统取得变电站10kV出口开关状态、保护等信息。配电网自动化主站系统通过调度自动化主站系统下发对变电站出口开关的遥控指令。3．一体化配网管理系统从GIS系统取得配网静态设备参数〔包括线路、设备和拓扑模型〕。配电GIS系统从配电网自动化系统取得配网实时运行数据。如以以下图所示，在安全I区建设GIS系统平台，只配置图形和模型维护功能，进展配网设备统一建模，并按照CIM标准把配网模型写入数据库；安全I区中的配网GIS数据同步到安全III区中的GIS系统；配网生产MIS导入配电网自动化主站的CIM模型和数据进展分析。4．营销管理系统从GIS系统获取配网线路、负荷等有关信息。同时将用户信息发给配电GIS系统，在配电GIS系统的地理图上直观地显示用户用电需求和用电状态。5．营销管理系统负责与用户直接相关的用户变、专用变、用户表计等设备的统一编码，并进展信息统一录入。GIS应用系统负责公用电力设备参数如公用变、配电线路、开关设备等进展统一编码，并进展信息统一录入。GIS系统和营销管理系统的编码信息在供电局其他自动化系统中共享，保证电力设备编码的标准化和唯一性。6．配网生产管理信息系统从GIS应用系统取得配电线路、配电设备以及配电网运行的有关信息。实现对配电设备的动态流程化管理。在配网生产管理信息系统中可以调用GIS信息发起的设备维护、消缺等工单，进入相关业务流程，在配网生产管理系统工作流平台的支持下完成实际的业务处理工作。在配网生产管理系统的业务流程中，必要时也可以调用GIS系统的拓扑分析功能，如查看停电范围、统计用户负荷等功能。系统的集成关系示意如以以下图所示。图4-12各应用系统数据、业务集成关系示意4.4基于集成平台的系统功能.配电自动化系统首先通过DSCADA实时采集和分析配电网正常运行及故障情况下的运行状态，实现对10kV配电变压器及10kV线路柱上开关、配电装置等电气设备的监视和控制：“遥信〞：具备对各个遥信点开关位置信号、故障指示器信号、接地刀闸信号、隔离位置信号、SF6气体异常报警信号等状态量和配电终端及风机、水泵等辅助装置状态的遥信功能，遥信量可扩展。“遥测〞：具备对各个遥测点三相及零序电流、母线电压、有功及无功功率、功率因数、温度、直流电源电压等模拟量的采集功能，并可对电量和最大负荷、无功补偿装置投切情况等进展统计，遥测量可扩展。遥测数据传输支持主站召唤上传和遥测量越限后配电终端的主动上传。“遥控〞：对远方设备进展遥控操作，支持单点和序列控制，并具有校核信息返送功能。“三遥〞信息按实时性和重要性要求可实现不同优先级的分层分类采集，数据传输应满足国网公司配电网监控管理系统通信规约的要求。4.4.配电网故障停电时，通过对DSCADA采集的信息进展分析，判定出故障区段，进展故障隔离。在整个故障的处理过程中，系统根据配电网的运行状态和必要的约束判断条件生成网络重构方案，调度人员可根据实际条件选择手动、半自动或自动方式进展故障隔离并恢复供电。对于具备“三遥〞条件的设备，系统在判定出故障区间后，调度员可以选择远方遥控设备或完全依赖系统自动处理故障。对于不具备遥控条件的设备，通过分析采集“二遥〞数据，判定故障区段，调度人员根据系统的指示指导人员到现场进展故障隔离，采用故障的手动处理方式，到达提高处理故障速度的目的。整个故障处理应有完善的处理记录，包括故障定位与隔离、非故障区间的恢复供电、故障区间解除后的恢复送电和恢复原供电网络〔或路径〕。对故障处理过程进展完整的记录，为今后的分析提供必要的数据。系统能够对发生的各种配电网故障，如接地、短路等故障进展处理，并具有同时处理在短时间内多个地点发生故障的能力，如在雷雨等极端恶劣天气下发生大面积停电时也能对故障进展处理，快速恢复供电。通过快速分界开关的接入，系统能够实现对用户设备的监控和故障的自动隔离。〔一〕故障定位模式对于采用“两遥〞及“三遥〞自动化方式的区域，采取电流型故障判断模式，对线路上的开关站、前置配电装置、箱变、配电站、柱上开关等设备进展“两遥〞改造，应用电流型模式DTU和TTU配电终端根据不同遥测点的电流进展故障定位。〔二〕故障处理模式〔1〕线路故障采用电流型模式DTU和TTU配电终端配合电动操作机构实现三遥，配合通信及主站系统实现故障自动定位及自动隔离、恢复。遥控开关安装位置：主干分段点、联络点及分支馈出点。遥测信息：开关站、前置配电装置、箱变、配电站、柱上开关等设备处的电流。〔2〕用户及分支线故障用户及支线线路采用具有接地故障处理功能的快速分界开关，解决接地故障处理难题，以及用户〔支线〕故障影响主干线供电的问题。此类开关本身带有终端功能，可以独立运行，具备故障的独立处理功能，实现线路自动化功能，同时又具备通信功能，直接接入配电自动化系统，实现远方的监控。当用户分界开关区域内线路发生单相接地故障时，该用户分界开关经过延时判断为永久故障后自动分闸，直接切除故障；当用户分界开关区域内线路发生相间短路时，如用户分界开关采用断路器，用户就地跳闸切除故障；如采用负荷开关，上级开关保护掉闸，用户分界开关在线路失电后分闸并闭锁，上级开关重合后，相邻线路恢复供电，故障线路被隔离。快速分界开关主要安装于高压用户与运行负荷较大、故障率高的分支线路。架空线路和电缆线路分别采用不同的快速分界开关。4.4.配电网网络构造复杂，通过网络拓扑分析能够提供出配电网的运行情况，如停电的范围、停电的用户、线路的供电电源等。其主要功能包括：根据网络拓扑构造，自动判断和推理，直观的用颜色来区分线路、开关、分段的停电、故障、充电等状态；对配电网的停电范围、故障范围和供电范围进展分析，列出相应的清单，及时通知停电用户，提高供电服务质量。4.4.负荷转移决策系统能够为运行人员提供最优的运行方案，在故障等原因造成配电网运行方式异常时做出负荷转移方案，到达指导生产的目的，其主要功能包括：根据配电网设备的属性信息和实时运行信息自动决策出最优的负荷转移方案；能够实现多级负荷转移。4.4.停送电操作处理系统能够对线路分段停电及恢复供电的整个过程进展辅助管理。根据运行人员指定的待停电线路分段，系统可以自动/手动编制出停电局部的隔离操作票，以及因此而导致停电的分段的负荷转移操作票。在需要恢复供电时，可以自动/手动编制出停电分段的恢复供电的操作票，以及恢复到停电前系统的倒闸操作票。停送电操作处理系统对停电、送电形成了一个闭环的辅助管理模式。4.4.配电自动化系统中，中压用户按供电优先级的上下依次可以划分为不同级别。当运行人员指定统计范围后，该系统可以给出统计范围内的所有用户名称和总用户数。此外，系统还存放有用户停电信息的根基数据，该根基数据可以描述一次停电事件〔如故障停电、方案停电等〕中，相关用户的停电开场时间和完毕时间，从而实现停电用户统计、停电时间统计、停电时户数统计、停电用户分级列表显示等功能。随着配电网建设速度的加快，其网络构造已经越来越复杂，尤其是分布式电源的并网接入，同一用电负荷往往允许由不同的电源点供电，从而形成多种可能的网络运行方式。如何对此类运行方式进展优选，到达网损小、电压质量高，在保证供电可靠性的前提条件下获得较好的经济性，成为了一个亟待解决的问题。在配电网经济调度中拟实现以下目标：在用户负荷发生明显变化后、方案停电发生后、故障恢复后及其它运行人员需要的情况下进展方式优化，在满足运行条件和供电可靠性约束的前提下提供多种可能的运行方案；综合考虑降低网损、提高电压质量、平衡负荷等各方面因素，向运行人员提供优选的运行方案，从而提高配电网运行的可靠性和经济性，提高运行经济性；。电压/无功控制实施相应的电压无功补偿优化配置以及无功补偿装置的在线最优运行调度策略，以各节点电压为约束条件，形成优化控制策略，自动投切电容器。4.4.2辅助功能4.4.提供DSCADA数据及时发布功能。配电运行相关人员通过浏览器能够浏览配电网的实际运行状态，及时对自己管理范围内的设备和本职工作进展调整。配电自动化系统WEB发布的主要功能包括：将配电自动化系统中数据〔如报表和图形等〕以安全的方式进展网上发布。拥有权限的相关运行人员通过浏览器能够浏览配电网的实际运行状态。能够在WEB服务器提供各种报表，供相关人员进展浏览。在WEB服务器进展严格的权限限制，限制不同人员的浏览范围，从而保证数据的安全性。4.4.2.提供一套功能强大而使用方便的报表子系统，支持Excel，提供标准的报表模板。能够灵活地进展报表的编辑修改，生成各种实时报表和历史报表。4.4.2.配电系统自动化的信息是由配电网实时数据信息与离线数据信息构成的。为了实现对配电网络的现代化管理，必须留有与现有调度自动化系统、GIS、大屏幕投影系统等的数据接口，保证最大程度上共享所有的数据资源，构成完整的配网自动化系统。4.4.3调控一体化功能智能配电调控一体化是依据国际、国内标准和相关行业标准，在坚强配电网络和可靠配电自动化系统的根基上，以配网调度和生产管理为应用对象，实现配电网调控支持、停电管理、智能决策支持系统、仿真培训等应用的系统，为配网规划、设计、建设、运行的闭环体系提供高效统一的支持。主要功能有：4.4.3停电管理基于信息交互总线有机连接配电自动化系统、生产管理系统PMS、地理信息系统GIS、营销管理信息系统和客服95598等配电网相关系统，通过基于可靠性预控机制的方案分解，科学合理的安排停电方案，减少重复停电；以快速有效明确停电原因，通过对故障的准确定位与科学指挥抢修，缩短停电时间实现抢修的快速化、安全化、可视化；通过停电全过程的控制，向客户提供准确的信息，提高客户满意度与服务质量；及在统计数据之上的数据分析挖掘，实现供电企业对电力用户的主动服务，最终为供电可靠性、优质服务提供保证为目的跨平台的功能系统。停电管理内容包括：故障停电管理：基于地理信息系统GIS、配电自动化系统、生产管理系统PMS、客服95598等信息的实现故障原因快速分析，并结合生产系统方案检修内容实现故障原因的快速定位；方案停电管理：根据生产系统检修方案及设备消缺、基建、技改工程等纳入到一个统一的停电方案平台进展管理，通过分析优化的技术，结合电网拓扑信息，对涉及同样设备回路的停电方案进展捏总和科学管控，以减少重复停电的次数，缩短停电时间，提高客户满意度；停电管理的可视化：基于地理信息系统，结合停电故障分析及定位功能及生产管理系统方案检修内容，可视化显示停电区域；故障快速定位：实现户号在地理图上的快速定位及电源追踪，故障停电和方案停电影响用户〔包括专变用户和居民用户〕的自动统计及影响范围在地理图上可视化展现，实现抢修指挥的可视化，从而为供电可靠性、优质服务提供保证；抢修指挥管理：综合各类停电事件〔包括配电自动化实时信号、95598的故障保修、方案检修停电信息、负控信息、配变监测信息〕，实现基于地理图的可视化显示，并实现基于地理图的故障诊断、定位、投诉