配电自动化工程建设实施计划方案(参考版)

./城市中心区配电自动化工程建设实施方案供电公司二〇一二年六月..目录1前言12编制依据23城市中心区现状分析33.1电网现状33.2城市中心区概况53.3一次网架现状6网架概述6典型接线63.4配电设备概述83.5配电通信网络现状93.6配电自动化系统应用现状113.7配电自动化相关信息系统现状123.8配电管理现状134规划目标144.1整体规划目标142012年规划目标14预期效果14工程实施前后配网对比154.2一次网架和设备规划目标154.3配电自动化主站系统规划目标174.4馈线自动化规划目标184.5配电终端规划目标184.6配电通信网络规划目标184.7配网调控一体化规划目标185建设方案195.1一次网架线路改造19改造原则19网架优化改造方案195.2配电自动化主站建设22建设原则22系统架构24系统功能26系统技术指标34软件配置清单35硬件配置清单365.3馈线自动化建设38建设原则38"集中型"馈线自动化39用户侧馈线自动化415.4配电设备及终端建设与改造43设备建设与改造原则43配电终端方案43配电设备方案45配置清单455.5配电通信网络建设45建设原则45通信方式分析45建设方案465.6二次系统安全防护建设47横向系统通信47纵向系统通信486工程概算506.1工程投资总概算506.2一次网架调整概算506.3一次设备改造和更换概算506.4配电主站及相关系统概算516.5配电终端概算516.6配电自动化机房概算517实施进度计划52附件1城市中心区配电一次设备现状53附件2城市中心区一次网架改造方案54附件3城市中心区改造前后联络接线图54附件4城市中心区域GPRS无线网络单元<GPRS通信模块>配置表56附件5城市中心区域配电自动化工程概算57附件6城市中心区域改造前后地理接线图62.前言为贯彻落实XX电力集团公司配电自动化建设总体要求,结合实际情况,依据国家电网公司《配电自动化技术导则》、《配电自动化建设与改造标准化设计技术规定》、《配电自动化主站系统功能规范》以及《XX电力集团公司县域配电自动化建设技术规范》等相关规范,遵循全面、适用、差异和前瞻性的原则进行配电自动化建设。通过信息集成平台和服务总线完成核心应用模块之间的集成,建立覆盖公司核心业务的协同统一、精益高效的营配调信息交互一体化平台。在城市中心区域全部实现手拉手环网供电,实现配电自动化的全覆盖。配电自动化实施后,城市中心区域配电系统供电可靠率达到99.99%,提高城市配电网的供电可靠性和快速复电能力,提升运营和管理水平,有效缩短配电线路故障停电时间,提高用户满意度,实现配电网的卓越运营。电业公司早在2005年开始尝试配电自动化系统建设,包括12条10kV城区配网线路,共安装电压型分段开关12台,环网柜4台,配网主站采用XX南瑞集团公司ON2000配调一体化主站系统。近年来,电网取得了快速的发展,电业公司在配电自动化建设和信息化建设方面都开展了大量工作,积累了大量宝贵的经验,培养了一批高素质的专业人才,为电业公司的配电自动化建设打下了坚实的基础。.编制依据Q/GDW370城市配电网技术导则Q/GDW382配电自动化技术导则Q/GDW513配电自动化主站系统功能规范Q/GDW514配电自动化终端子站功能规范Q/GDW625配电自动化建设与改造标准化设计技术规定IEC61968ApplicationIntegrationatElectricUtilities-SystemInterfacesforDistributionManagementIEC61970EnergyManagementSystemApplicationProgramInterface<EMS-API>国家电力监管委员会第5号令电力二次系统安全防护规定国家电网调［2011］168号关于加强配电网自动化系统安全防护工作的通知XX电力集团公司县域配电自动化建设技术规范"十二五"发展规划.城市中心区现状分析电网现状地处鲁西北平原,是XX市的近郊县,位于首都北京、港城天津、省会XX之间,素有"京津门户,九达天衢"之称,位于北纬37°13ˊ～37°36ˊ,东经116°27ˊ～116°57ˊ。历史悠久,是文学家、滑稽大师东方朔的故里,现收藏于文博苑内的颜真卿手书"东方朔画赞碑"为国家一级文物,有"汉墓群"等省级重点文物保护单位,万亩水面的"丁东水库"和"仙人湖"是旅游、垂钓的理想去处。现辖9个镇、3个乡和一个经济开发区。图3-1行政区划图电网是XX电网的重要组成部分,主电源来自220kV苏庄站。2011年供电面积为1213km2,供电人口为58万人,供电可靠率RS-3为99.90%,110kV及以下线损为4.53%,10kV及以下线损为4.48%,综合电压合格率为98.724%。截止2011年底,电网拥有110kV变电站1座,主变2台,容量为40MVA,线路1条,长度为31.2km；35kV公用变电站16座,容量为225MVA,线路33条,长度为222.65km,10kV公用线路70条,长度为1710.14km,公用配变1278台,配变容量为110.13MVA。通过近年来电网的不断建设与改造,电网已经形成了以220kV变电站为电源点,110kV、35kV为网架,城区10kV线路手拉手的供电格局,具备了较为坚强的网架结构,极大的提高了作为受端电网的受电能力。2011年电业公司售电量达到7.34亿kWh,同比增长14.03%。根据2011年负荷增长情况,预计2012年电网最高负荷将达到16.2万kW。表3-12011年电网主要数据指标售电量〔亿kWh7.34供电可靠率〔%99.90综合线损率〔10kV及以下〔%4.48电压合格率〔%98.724110kV变电站〔座135kV变电站〔座16110kV线路〔条135kV线路〔条33表3-2电业公司配电线路统计〔2011年区域10kV线路〔条开关站〔座总计用户专线公司资产架空线路电缆线路丁庄71600开发区60600西郊41300东郊70700郑寨50500滋镇30300边镇52300于集30300会王30300颜官20200前孙30300梅镇40400神头40400宋家31200义渡30300东方32100南郊60600北辰60600合计7777000城市中心区概况本方案选取城区中心作为建设区域,该片区位于核心地带,北至唐城路,南抵104国道,西至陵边路,东接东外环,面积约10.2平方公里〔如图3-2所示。区域内有县委、县府、广播局、公安局等重要政府机构；有人民医院、中医院、陵城镇医院等医疗机构；有文化艺术中心、购物中心等商贸中心；有二中、实验中学、实验小学等学校；有世纪家园、唐城家园、御府花都、名馨花苑等大型居民生活社区,是政治、经济、文化、生活中心,对供电可靠性要求极高。图3-2城市中心建设区域地图经过前期城网改造,该区域配电网现状如下：〔110kV线路一次网架结构不够成熟,其中,架空线路主要以JKLYJ-10kV-120mm2、JKLYJ-10kV-95mm2导线为主,分支线采用JKLYJ-10kV-70mm2、JKLYJ-10kV-50mm2导线；仅2条10kV线路电缆部分采用YJV22-3×120mm2电缆。〔2柱上开关无油化率100%,目前线路负荷及容量稳定,基本实现单联络供电,变电站采用单母线分段的接线方式,通过网架结构调整,部分线路能够具备部分负荷转移能力。〔3核心区域采用S9、S11及非晶合金配电变压器,变压器布点与负荷联系紧密,供电半径小,线路损耗低,网架运行经济性较好。〔4按照城市总体规划及电网"十二五"规划,未来5年内将有大型社区、街道办事处及城市道路建设,结合城市总体规划电网也在"十二五"期间规划了电网改造项目,区域内已规划预留通信通道。区域内线路均为架空电缆混合线路,网架、负荷稳定,负荷性质多元化〔办公、商务、生活等多种负荷并存。因此,在该区域进行配电自动化建设将收到良好的示范效果,并对以后的实用化推广具有指导作用。区域内共有10kV配电线路7条,3座35kV变电站〔东郊站、南郊站、西郊站提供电源。2011年售电量0.69亿kWh,最高负荷1.87万kW,供电可靠性〔RS-399.922％,10kV综合线损率8.61％,用户电压合格率99.221％。表3-3城市中心区技术指标〔2011年供电面积〔km2供电人口〔万人售电量<亿kWh>变电站数量供电可靠性〔RS-310kV综合线损率电缆化率架空绝缘化率用户电压合格率110kV35kV10.2110.690399.922％8.61%2.86%65.23%99.221%一次网架现状网架概述区域内配电线路总长度86.31km〔含支线、分支线,全部为架空电缆混合线路,其中电缆长度2.47km,电缆化率2.86%；架空绝缘线路长度56.3km,架空绝缘化率65.23%。配电线路主要结构为架空多分段单联络,线路总分段数10段,平均分段数为1.43段/条,单辐射线路1条,线路干线平均长度4.32km,线路最大负载率平均值为62.71%,联络线路满足N-1的比例0%。核心区域10kV配电线路的基本情况如表3-4所示。表3-4城市核心区线路基本情况10kV公用线路〔条线路干线平均长度〔km平均分段数〔段/条单辐射比例〔%单联络比例〔%多联络比例〔%最大负载率平均值〔%实现N-1线路数〔条74.321.4314.385.7062.710典型接线在城市中心区域,采用线路单辐射和单联络接线方式,典型接线图如下：图3-3线路单辐射接线图3-4线路单联络接线网架及运行情况分析：〔1区域内10kV南电线为单辐射线路,有6条架空线路为单联络接线方式。〔2区域内线路整体平均负载率为62.71%,线路负荷分布不均衡。单联络线路10kV南电线最大负载率分别为52%；单联络线路10kV东北线与10kV西城线,最大负载率分别为55%、83%；单联络线路10kV东南线与10kV南中线,最大负载率分别为82%、48%；单联络线路10kV东西线与10kV南农线,最大负载率分别为57%、62%,均大于单联络最大负载率50%的技术要求,需进行负荷转移。〔3区域内部分线路分段偏少、联络点设置不合理,平均分段数明显偏少的线路有10kV东西线、东南线、南农线、南中线、西城线；联络点设置不合理的线路有10kV东北、南电线。基于以上现状,需要进一步完善和优化一次网架,以满足配电自动化建设要求。核心区域内10kV配电线路的网架基本情况如表3-5所示。表3-52011年城市中心区配电线路情况统计表序号变电站名称线路名称线路类型〔电缆/架空/混合联络方式〔单辐射/单联络/两联络联络线路名称最大负载率〔%分段数量〔段1东郊站东西线混合单联络南农线5702东郊站东南线混合单联络南中线8203东郊站东北线混合单联络西城线5534南郊站南中线混合单联络东南线4805南郊站南农线混合单联络东西线6206南郊站南电线混合单辐射5227西郊站西城线混合单联络东北线830配电设备概述城市中心区内无开关站,环网柜3台,电缆分支箱16台,柱上开关6台,配电变压器444台〔公用配变152台,用户专变292台。区域内柱上开关未实施配电自动化改造,无法满足馈线自动化要求。表3-6城市中心区域一次设备数量统计公用配电变压器〔台变电站环网柜〔台电缆分支箱〔台柱上开关〔台总数箱式变电站柱上变压器配电室变压器15258573733166表3-7城市中心区域一次设备运行年限统计年限柱上开关环网柜电缆分支箱配电变压器配电室变压器0-5年0002396-10年628571511-15年0153513〔1柱上开关6台,其中分段开关5台,联络开关1台。柱上开关主要采用真空开关,1台联络开关具备电动操作机构,5台分段开关为具备电动操作机构。〔2配电变压器444台,装见容量69585kVA,主要采用S9、S11及非晶合金配电变压器。其中公用配电变压器152台,装见容量17035kVA；用户专变292台,装见容量52550kVA。目前,所有配电变压器均已安装智能采集终端,通过GPRS公网实现运行数据的自动采集。配电通信网络现状骨干网现状目前,电力通信网已建成以35kV线路ADSS光缆为主的骨干光通信网,光缆芯数为8芯,传输制式为SDH,传输速率为155Mbit/s。分为东、西两个环状通信网,西环网络拓扑为：县调-东郊站-南郊站-开发区站-丁庄站-北辰站-西郊站-县调。东环网络拓扑为：县调-郑寨站-神头站-滋镇站-梅镇站-宋家站-义渡站-颜官站-会王站-边镇站-于集站-县调,前孙站与颜官站以链状点对点连接。中心站传输设备采用北京华环科技有限公司H9MO-1641X型SDH光端机,各分站采用HPMO-LMFIT型光端机,中心站PCM采用H5型基群复用设备,分站采用H5-PCM单板型基群复用设备。图3-5光缆传输系统拓扑图图3-6通信网设备组网图2、接入网现状电业公司配电接入网建设于2005年,与电力通讯网骨干网西部环网同期建设,利用光通讯骨干网西部环网8芯光缆中的2芯光纤,采用Omate数据光端机,形成环状光通讯网,于12个柱上开关FTU、3台环网柜DTU连接,随着变电站建设和通讯容灾要求骨干网光缆芯数已不能满足智能配网的需要。图3-7接入网组网图配电自动化系统应用现状1、系统建设概况供电公司城区配电自动化系统于2005年10月建设实施,10月投运。采用南瑞ON2000型调配一体化系统,安装线路为：10kV东南线、10kV东北线、10kV西城线、10kV丁园线,安装柱上真空配电开关12个,开关电源变压器SPS〔双组12个、配电自动化故障检测远方终端RTU-DA12套,接口采用RS232数据接口,数据传输使用Omate数据光端机,利用双芯光纤形成自愈环状通讯网。2、系统实现功能a.配电SCADA〔数据采集与监视控制系统功能：实现了对实施范围内10kV线路联络开关的实时监控。b.馈线自动化〔FA功能：供电网络的拓扑分析,故障区段的判断、自动隔离和非故障段的自动恢复供电。c.接入公司调度自动化主站系统：通过个终端的数据光端机向调度主站系统发送报文,方便调度值班人员在同一平台内查看数据、设备运行状态、执行操作。3、系统存在问题经过近7年的实际运行,从实际使用和维护情况来看,由于受到当时技术及开发条件的限制,系统功能已不能适应智能配网建设的需要,主要有以下几方面问题：a.传输系统采用普通数据光端机,接口采用RS232数据接口,因为组网能力差,传输速率低,接口单一,制约了配网自动化扩展性。b.终端设备户外运行环境恶劣,电子元器件损坏严重,产品存在技术缺陷,运行可靠性不高,影响馈线自动化功能的实现,更影响了配电自动化系统的稳定运行。c.主站系统仅关注了配电SCADA和馈线自动化功能应用,没有在PMS〔生产管理系统等系统应用的基础上持续深化,管理功能不强,满足不了配网生产、运行和管理的需要。建设前期受限于配网标准的不完善,信息缺乏规范性和标准性。忽视了对其它相关系统和信息的整合和关联,尤其是GIS〔地理信息系统与SCADA之间的模型、图形和接口等没有切实可行的解决方案,直接导致了后期应用无法实用化。原配网自动化由于信息量少、数据不准确,系统已不用鉴于以上问题,根据国家电网公司《配电自动化技术导则》、《配电自动化建设与改造标准化设计技术规定》,原有系统已不能满足目前配电自动化建设需求,需要新建配网自动化主站系统及配套通信网络。配电自动化相关信息系统现状配电自动化相关信息系统主要包括调度自动化系统、营销管理系统、95598客服等其它系统,这些系统都已经在生产、运行以及管理中得到了良好的应用,有效提升了电业公司工作效率和精益化管理水平。但这些系统都是在不同时期,基于各自专业需求分别独立开发的,各系统间的信息集成度不高,未实现信息和资源交互与共享,存在"信息孤岛",导致一些综合性应用无法实现。1、调度自动化系统〔EMS电业公司调度自动化主站系统于2005年12月投入运行,采用XX南瑞集团公司生产的ON2000调配一体化主站系统,配置双前置服务器、双后台服务器、2台调度工作站、1台监控席、2台维护工作站；通道采用光纤232数字接口,依次传递至通道箱、终端服务器、交换机及前置机。系统实现了遥控监护、事故反演、语音告警、动态着色、事故保护信号推画面、双通道自动切换等基本功能,潮流计算、网络拓扑、状态估计、负荷预测等高级应用,在线修改图、库、表,数据库备份与导入等维护功能。实现了对变电站实时数据采集、远程操作、监视等功能。2、营销管理系统XX电力集团公司统一开发建设,该系统通过构建信息高度共享、流程运转通畅、科学规范统一的营销管理与服务平台,实现了营销管理工作的精益化、专业化、集约化,具备电费、计量、业扩、用电、收费、线损等功能模块,实现了营销业务的全过程管理。3、95598客服系统95598客服系统由XX电力集团公司统一开发建设,接收并处理95598中心派发的信息查询、故障报修、业扩报装、投诉举报、建议表扬等工单,按业务内容转相关部门处理,并进行协调、跟踪、督办、反馈、监督和考核。及时报送停电信息、电网故障类信息和服务突发事件等信息。同时该系统为客户提供业务咨询、服务投诉等服务,同时通过多通信手段向客户发布停电信息、电费信息等内容,为用户提供优质的服务。4、PMS系统目前尚无PMS系统,计划按照集团公司统一部署,提前考虑系统建设平台,建设PMS系统,实现供电企业的日常管理功能,本期在配网自动化主站机房预留机柜和服务器位置。5、GIS系统目前尚无GIS系统,计划按照集团公司统一部署,提前考虑系统建设平台,通过GIS系统建立和维护设备的空间关系和拓扑关系,实现设备在地理信息图上的可视化展现,本期在配网自动化主站机房预留机柜和服务器位置。6、电力用户用电信息采集系统XX电力集团公司统一开发建设,电业公司服务器部署在XX供电公司,该系统集电能量信息采集、监控、负荷控制、电能量信息分析、远程预付费决策于一体,构建了一个信息高度共享、运转通畅、科学规范的实时数据采集与监控平台。配电管理现状电业公司乡镇电管部是配电生产的归口管理部门,负责10kV及以下配网的安全生产、城网改造、大修技改、运行维护、生产计划、项目审批等管理工作。相应供电所和城区两站〔城区两站归营销部管理是配电运行检修部门,负责10kV及以下配网一次设备、配电终端的运维,由生产技术部进行专业化管理。公司调度中心是配网调度指挥部门,下设调度班,值班方式为"三值四运转",调度班现有人员8人〔1个调度班长,1个调度副班长,6个调度员,每值有2人,在调度业务上负责电业公司调度管辖范围内的电网设备调度管理。调度员通过调度自动化系统提供的变电站10kV出线间隔的实时信息实现对配电线路监控,通过调度自动化系统提供的配电线路单线图指挥运行人员现场的倒闸操作。规划目标整体规划目标根据XX电力集团公司建设坚强智能电网总体发展战略,结合电业公司城市中心区配电网实际,充分利用现有网架、设备资源,以"提高供电可靠性、改善供电质量、提升配网管理水平"为目标,本期完成城市中心区域配电自动化建设与改造,开展配电自动化主站改造,并预留实现各类应用功能之间有机整合以及与调度、用电等环节的信息互动接口,彻底解决城市中心区配网调度"盲调"问题,提升配电网管理水平,确保配网可靠、高效、灵活运行,建成具有良好开放性、互动性的小型配电自动化系统,为全面建设小康社会提供安全、可靠、清洁、优质电力保障。2012年规划目标完成城市中心区域配电自动化建设与改造,可解决城区配网"盲调"问题,开展配电自动化主站系统改造,预留接口,总线及生产指挥平台在后期工程中逐步进行建设。提升配电网管理水平,确保核心城区配网可靠、高效、灵活,实现小型配电主站运行。2012年建设区域：北至唐城路,南抵104国道,西至陵边路,东接东外环,改造7条线路,新增3条线路用于网架调整,重点保障政府机关、医疗卫生部门、文化场馆、中心商业区等重要用户用电,提高供电可靠性,实现配电自动化。预期效果通过城市中心区域配电自动化建设,优化改造配电一次网架,改造小型配电自动化主站,后期工程中逐步实现各核心业务系统信息互动化应用,为配网管理提供了有力的技术、数据支持,最终实现营配调信息交互一体化运行管理模式。工程实施前后配网对比本项目建成后,主要经济技术指标对比如表4-1。表4-1城市中心区域主要经济技术指标预期指标现状预期成效供电可靠性〔RS-399.922%99.99%用户电压合格率99.221%99.65%10kV综合线损率8.614.03%满足"N-1"线路比例0%100%开关站"三遥"比例00环网柜"三遥"比例0100%电缆分支箱"一遥/二遥"比例00分段、联络开关"三遥"比例0100%用户分界开关"二遥"比例0100%柱上变压器"二遥"比例100%100%配电终端覆盖率100%100%〔1提高供电可靠性通过馈线自动化的实施,大幅度减少非故障线段供电恢复时间及故障查找时间,通过在用户产权线路应用分界开关,确保用户故障不影响配网线路运行。通过合理调整线路分段,减少停电范围；通过实施配电设备状态检修,科学制定线路检修计划,预计停电工作可减少60%,预计城市中心区域的供电可靠性〔RS-3将从99.922%提高到99.99%。〔2减少综合线损,提高电压合格率通过一次网架优化和改造,增大线路线径,缩短线路供电半径,通过配电自动化信息的实时监测,合理调整负荷侧设备的运行方式,优化配电线路负荷,实现配电网经济运行,减少线路理论线损,提高了电压合格率。〔3优化一次网架,实现配电自动化通过一次网架优化和改造,实施区域配电网线路应满足供电安全N-1准则要求,形成以"二遥"、"三遥"为主的配电自动化模式。一次网架和设备规划目标建设坚强配电网架,实现配电网安全、可靠、优化、经济运行,具有较强的灵活性和适应性。〔1目标网架正常供电方式下满足"N-1"准则,重要用户满足"N-2"要求。单联络、两联络、三联络线路最大负荷分别控制在额定容量的50%、67%、75%以下,实现线路经济运行和负荷相互转供。〔2线路采用多分段、适度联络的接线方式。每个分段宜与其它线路设一处联络,末端分段一般与异站线路建立联络,每段负荷尽量均衡并留有裕度。〔3对现有一次设备按照配电自动化要求并结合设备现状进行改造,根据功能定位合理选择不同的配电自动化实现方式,形成以"二遥"、"三遥"组成的多样化的配电自动化模式。〔4新建配网项目应该按照目标网架要求,在设计之初就按具备配电自动化"三遥"功能进行考虑,在建设时同步建成。目标网架典型接线方式如下：图4-1电缆线路单联络接线图4-2电缆线路两联络接线图4-3电缆线路三联络接线配电自动化主站系统规划目标配电自动化主站系统以面向配电调度和生产指挥为应用主体进行建设,实现对配电网的监视和控制,满足与相关应用系统的信息交互、共享和综合应用需求。满足未来10年城区配电网发展规模及接入信息量需求,按照小型配电自动化主站系统规划建设。根据电业公司配电网"十二五"规划,预计配电网接入信息量5.1万。配电自动化主站系统分两期建设,本期重点完成配电SCADA、馈线自动化等配电自动化基本功能建设,远期是在基本功能完备的基础上,重点完成主站系统扩展功能应用、信息交互、配电仿真、智能化应用等高级分析功能建设。根据《配电自动化建设与改造标准化设计技术规定》中的相关规定,结合电业公司配电网"十二五"规划,本期建设目标为：〔1建成小型配电自动化主站系统,完成核心区域配电网实时信息全覆盖,初步解决配网调度"盲调"问题。〔2实现完整的配电SCADA功能和馈线自动化功能,能够通过主站和终端的配合,实现故障检测、故障区段的快速切除与非故障区段快速恢复供电。〔3主站系统预留接口,远期通过配电自动化信息交互总线,实现与今后的GIS系统、PMS系统的互联。馈线自动化规划目标突出先进性、兼容性、可靠性、实用性的建设原则,构建快速复电响应机制,通过线路馈线自动化、用户故障分界自隔离模式,实现配电网的快速复电业务闭环,缩短停电时间、减小停电范围,提高供电可靠性的规划目标。建设目标：配电线路采用"集中型"的馈线自动化模式,主要支线、分支线和易发生故障用户侧采用分界开关自隔离模式,实现配电故障快速处理和隔离。配电终端规划目标〔1柱上自动化分段开关采用馈线终端〔FTU实现"三遥"功能,用户分界开关实现"二遥"功能。〔2处于自动化分段、联络位置的环网柜采用站所终端〔DTU,实现"三遥"功能。〔3配电变压器通过现有智能采集终端,实现"二遥"功能。〔4不具备配电终端装设条件的设备,安装带通信功能的故障指示器实现"二遥"功能。配电通信网络规划目标配电通信建设以满足配用电信息交互的可靠性、安全性、实时性为目的,以满足智能配用电需求和今后扩展应用为远期发展目标,采用经济合理、先进成熟的通信技术,最终建成配电自动化GPRS通信网络,覆盖集中型馈线自动化分段、联络开关和分界开关。配网调控一体化规划目标单独成立配网调度,通过配电自动化主站系统,监控配电自动化系统的运行,梳理配网运行监控、配电倒闸操作、事故处理、设备停电等操作的业务处理流程,优化配网运行、检修、抢修等环节的业务配合流程,形成配网调度、生产、运行以及用电营销等环节的业务闭环管理流程。制定和完善智能配网运行、管理的调控一体化规章制度,明确组织架构与岗位分工,做到技术手段支撑与管理模式创新相结合,初步构建满足智能配电网要求的技术支撑体系和管理体系。.建设方案一次网架线路改造改造原则依据"十二五"规划对城市中心区域的规划和城市中心环境要求,按照目标网架要求,配电线路正常供电方式下应能满足"N-1"准则,在增加电源点和接带负荷时,网架的主要结构保持不变；配电线路负荷分布均衡,联络和分段方式达到最优。按照以下原则改造：〔1不满足"N-1"要求的线路,要充分利用现有设备资源进行网架调整,通过完善与其它线路的联络,形成单联络、两联络或者三联络接线。联络线路电源点优先取自不同变电站,特殊情况下可来自同一变电站的不同分段母线。〔2主干线设1～3个自动化分段,将线路分成2～4段,每段负荷尽量均衡。对负荷分布不均匀、分段点设置不够、联络点设置不合理的环网线路进行优化,形成多分段、适度联络。用户数量较少的线路不再分段,可完善联络。〔3对无法实现"三遥"功能的一般节点开关设备,予以拆除并调整到城市中心区以外其它线路,确保实现城市中心区停电范围小区间化管理。网架优化改造方案〔1为完善城市中心区域线路联络不完备问题,在35kV东郊站新配出10kV东电线,与35kV南郊站出线的10kV南电线进行联络,解决10kV南电线是单辐射线路的问题。〔2在城市中心区域,为方便各线路的负荷转接、均衡负荷,在中心区域加装环网柜实现重点区域有多个电源供电,增加供电的灵活性和可靠性。新增两条10kV线路〔东方站#1线、东方站#2线与10kV东北线联络也可与10KV南农线联络；10kV西城线与10kV东北线联络,也可与10KV南农线联络；10kV南农线与10kV东西线联络,也可与10kV南中线联络；10kV南中线与10kV东南线联络,也可与10kV南电线联络；10kV东北线与10kV西城线联络,也可与10kV东西线联络；10kV东南线与10kV南中线联络,也可与10kV南电线联络；10kV东电线与10kV南电线联络,也可与10kV东南线联络。此次调整供电区域,合理分配负荷,在主干线新增分段开关和环网柜,解决线路分段数不够、供电半径过长的问题,使线路满足馈线自动化分段要求。通过以上线路负荷区域调整,城网形成"区域供电清晰,纵横联络互供"的供电模式。在城市中心区内,110kV东方站主要接带唐城路以北区域负荷,35kV西郊站主要接带颜城街以西,中兴路以北区域等负荷,35kV南郊站主要接带中兴路以南,颜城街以西、政府街和南环路交叉以西区域的负荷,35kV东郊站主要接带颜城街以东的负荷。城区负荷分配更加趋于合理,线路网架联络得到进一步加强。1、典型网架优化方案根据一次网架改造原则,通过新建配电线路〔10kV东电线对核心区域内负荷超过50%的10kV东南线进行线路优化。优化前后负荷对比情况见表5-1所示。改造前状态：根据2011年度负荷统计情况,10kV东南线最大负荷率82%,难以实现负荷转供。改造后状态：由35kV东郊站新配出10kV东电线接带10kV东南线部分负荷,调整10kV东南线的供电区域,形成10kV东南线与10kV南中线的联络,同时又和新配出的10kV东电线联络。10kV东南线、东电线的负荷率均控制在40%以下,满足馈线自动化负荷转供要求。表5-1网架结构调整前后线路负荷对比负荷率东南线东电线改造前82%0改造后42%42%2、典型线路优化方案对于平均分段偏少、分段点设置不合理的线路进行合理调整。10kV南中线线路长度、装见容量及分段情况改造前后对比情况见表5-2所示。改造前状态：通过线路现状分析,10kV南中线为单联络不分段线路。改造后状态：据负荷分布情况,按照"等分、留有裕度"的原则,将单联络线路改为两联络接线方式,适当增加线路分段。与35kV东郊站出线的10kV东南线和新配出的10kV东电线形成三分段两联络线路。表5-2线路改造前后分段情况线路名称主干线路长度〔km分段情况联络线路改造情况10kV南中线2.3单联络无分段10kV东南线改造前10kV南中线2.3三分段两联络10kV东南线、10kV东电线改造后3、城市中心区网络优化比较工程建设区域改造前后联络接线图详见附件3。表5-3中心区网架调整改造工程规模统计序号线路名称架设架空线路〔千米敷设电缆线路〔千米装设电缆分接箱〔台装设环网柜〔台装设分界开关〔台装设分段开关〔台备注110kV西城线1.870.21121210kV南农线0.680.33122310kV南中线1.50.21212410kV南电线0.211510kV东北线3.10.2222610kV东西线1.20.2232710kV东南线0.2232810kV东电线0.211东郊站新配出9110kV东方站#1线30.21东方站新配出10110kV东方站#2线3.050.21东方站新配出合计14.42.19141111配电自动化主站建设建设原则配电自动化主站应构建在标准、通用的软硬件基础平台上,具备安全、可靠、可用和可扩展性,根据地区的配电网规模、实际需求和配电自动化的应用等基础情况,配电自动化主站按小型主站规模选取,按集成型主站建设,系统建设应遵循以下技术原则：1、标准性〔1遵循相关国际和国内标准,包括软硬件平台、通信协议、数据库以及应用程序接口等标准。〔2系统适应XX配电网统一设备命名和编码的需求。〔3系统遵循IEC61970和IEC61968标准,并支持M语言、E语言以及G语言的数据导入、导出。〔4系统平台所有接口采用标准化设计,方便第三方厂家在此平台的开发和功能集成。2、可靠性〔1系统提供保证数据安全的措施,重要的设备、软件功能和数据应具有冗余备份,任何冗余服务器切换时保证信息不丢失,并为系统故障的隔离和排除提供快捷的技术手段。〔2系统的重要单元或单元的重要部件为冗余配置,保证整个系统功能的可用性不受单个故障的影响。〔3系统能够隔离故障,切除故障,不影响其它各节点的正常运行,并保证故障恢复过程快速而平稳。〔4系统所选的硬件设备符合现代工业标准,在国内计算机领域占主流的标准产品,所有设备具有可靠的质量保证和完善的售后服务保证。〔5系统软件开发遵循软件工程的方法,经过充分测试,程序运行稳定可靠,选择可靠和安全的系统软件版本作为系统软件平台。〔6系统具有方便可靠的备份与恢复手段。3、通用性〔1系统具有开放系统的体系结构,符合POSIX100标准和IEC61970信息模型与API〔应用程序编程接口接口标准,保证与相关系统的互联、互通、互操作,能实现第三方应用软件的方便接入。数据库应基于CIM〔公共信息模型模型或建立系统内模型和CIM之间的映射关系。〔2系统遵循国际标准,满足开放性要求,选用通用的或者标准化的软硬件产品,包括计算机产品、网络设备、操作系统、网络协议、商用数据库等均遵循国际标准和电力工业标准。〔3系统采用开放式体系结构,提供开放式环境,能支持多种硬件平台,支撑平台应采用国际标准开发,所有功能模块之间的接口标准应统一,支持用户应用软件程序的开发,保证能和其它系统互联和集成一体,或者很方便的实现与其它系统间的接口。4、扩展性〔1系统容量可扩充,可在线增加配电终端、量测点数、采样历史数据等。〔2系统节点可扩充,可在线增加服务器和工作站等节点,满足配网分布式数据采集以及分区域监控等需求。〔3系统功能可扩充,可在线增加新的软件功能模块,包括集成第三方系统的应用服务,满足配电网监控与运行管理业务不断发展的要求。5、安全性系统安全必须满足《电监安全[2006]34号电力二次系统安全防护总体方案》和《国家电网调[2011]168号关于加强配电网自动化系统安全防护工作的通知》的有关规定。6、可用性根据公司具体情况选择合适的功能来建设,使用户能够很好的使用系统功能。7、可维护性系统具备较高可维护性,包括硬件系统、软件系统、运行参数三个方面,主要表现在：〔1系统所选设备应符合现代国际标准、工业标准的通用产品,便于维护。〔2系统具备图模库一体化技术,方便系统维护人员画图、建模、建库,保证三者数据的同步性和一致性。〔3在数据库、画面、进程管理、多机通信等方面提供API功能,支持第三方软件开发。对公用程序及函数提供接口调用说明。对用户提供全部系统编译、链接的工具,以保证在软件修改和新模块增加时用户能独立生成可运行的完整系统。〔4系统具备简便、易用的维护诊断工具,使系统维护人员可以迅速、准确的确定异常和故障发生的位置和发生的原因。系统架构根据《XX电力集团公司县域配电自动化建设技术规范》和配电网的实际情况,配电自动化系统采用"主站+配电终端"的两层结构,系统软件结构设计采用分层、分布式架构模式,遵从全开放式系统解决方案。配电自动化系统架构如图5-1所示。图5-1配电自动化系统架构示意图配电自动化主站主要功能由配电SCADA和馈线自动化构成。实现设备数据采集、状态监视、远方控制、事件顺序记录、馈线故障处理、数据统计、报表生成等功能。软件结构设计面向配电网需求,以实现配电网能量流、信息流、业务流的双向运作与高度整合为目标,充分考虑系统的功能、容量的扩展。系统按操作系统层、应用支撑层、应用层等分层式设计,主站系统软件结构如图5-2所示。图5-2配电自动化主站软件结构图系统硬件采用国际上通用的、标准的、先进的和适合自身系统的设备,关键设备配置双路独立电源,满足性能稳定、维护方便和灵活可扩展的要求。系统网络结构采用分布式开放局域网交换技术,双重冗余配置,由1000M主干局域网交换机及工作组交换机的二层结构组成。SCADA服务器、历史数据服务器等直接接入主干网、前置数据采集服务器分别接入主干网、数据采集网,公网数据采集服务器通过正反向物理隔离与主干网相连,两类数据采集服务器共同构成数据采集子系统；WEB服务器等接入III区交换机,WEB服务器、III区交换机、物理隔离构成对外信息交换的途径,形成WEB子系统。图5-3配电自动化主站硬件结构图系统功能应用支撑平台功能系统应用支撑平台作为运行基础,为应用层软件提供一个统一、标准、容错、高可用率的运行环境,提供标准的用户开发环境。主要包括以下功能：1、操作系统操作系统能够提供实时的、多任务的和多用户的运行环境,并能有效地利用CPU及外设资源。提供高优先级过程可以中断低优先级过程的机制,能够监视高分辨率时钟和定时唤醒相应的进程,能够响应和处理各种硬件和软件的中断请求,并能够自动安排其优先级。2、集成平台集成平台基于已成熟的行业技术标准,在异构分布环境〔操作系统、网络、数据库下提供透明、一致的信息访问和交互手段,对其上运行的应用进行管理,为应用提供服务,并支持电力控制中心环境下应用系统的集成。集成平台提供统一的共享数据机制和设施,支持应用间协同工作,提供二次开发的框架。〔1中间件系统采用基本中间件、图形中间件技术,有效屏蔽异构系统的差别,提供统一的访问接口,满足各种不同操作系统平台运行需求。〔2关系数据库软件存储电网静态模型及相关设备参数。〔3实时数据库专门用来提供高效的实时数据存取,实现系统的监视、控制和电网分析。3、系统运行管理系统提供分布式的系统运行管理功能,实现对整个系统中的设备、应用功能及权限等进行分布化管理和控制,以维护系统的完整性和可用性,提高系统运行效率。〔1节点状态监视,动态监视服务器CPU负载率、内存使用率、网络流量和硬盘剩余空间等信息；〔2软硬件功能管理,对整个主站系统中硬件设备、软件功能的运行状态等进行管理；〔3状态异常报警,对于硬件设备或软件功能运行异常的节点进行报警；〔4在线、离线诊断测试工具,提供完整的在线和离线诊断测试手段,以维护系统的完整性和可用性,提高系统运行效率；〔5提供冗余管理、应用管理、网络管理等功能。4、数据库管理〔1数据库维护工具具有完善的交互式环境的数据库录入、维护、检索工具和良好的用户界面,可进行数据库删除、清零、拷贝、备份、恢复、扩容等操作,并完备的数据修改日志。〔2数据库同步具备全网数据同步功能,任一元件参数在整个系统中只输入一次,数据和备份数据保持一致。〔3多数据集可以建立多种数据集,用于各种场景如训练、测试、计算等。〔4离线文件保存支持将在线数据库保存为离线的文件和将离线的文件转化为在线数据库的功能。〔5具备可恢复性,主站系统故障消失后,数据库能够迅速恢复到故障前的状态。〔6带时标的实时数据处理,在全系统能够统一对时及规约支持的前提下,可以利用数采装置的时标而非主站时标来标识每一个变化的遥测和遥信,更加准确地反映现场的实际变化。5、数据备份与恢复系统提供数据的安全备份和恢复机制,保证数据的完整性和可恢复性。〔1全数据备份能将数据库中所有信息备份。〔2模型数据备份能单独指定所需的模型数据进行备份。〔3历史数据备份能指定时间段对历史采样数据进行备份。〔4设定自动备份周期,对数据库进行自动备份。〔5全库恢复能依据全数据库备份文件进行全库恢复。〔6模型数据恢复能依据模型数据备份文件进行模型数据恢复。〔7历史数据恢复能依据历史数据备份文件进行历史数据恢复。〔8对于系统中所有主机的操作系统、应用程序和业务数据,必须能以"增量"方式持续备份到该备份系统中,保证在系统崩溃后重新启动时,所有的操作系统、应用程序和业务数据能迅速恢复到故障前的指定时段。6、权限管理系统权限定义采用层次管理的方式,拥有角色、用户和组三种权限主体。权限配置可与岗位职责相关,不同岗位用户可赋予不同的权限,权限还可与工作站节点相关,不同工作站节点可有不同的权限。7、告警管理系统可以根据责任区及用户权限对各类事件、事故进行告警服务,告警信息分类、分流显示和处理。事件/事故时可用不同的告警形式和方法,告警记录保存入库。提供丰富的告警动作,包括语音报警、音响报警、推画面报警、打印报警、中文短消息报警、需人工确认报警、登录告警库等。新增告警行为用户可以自定义。告警分流可以根据责任区及权限对报警信息进行分类、分流；告警定义可根据调度员责任及工作权限范围设置事项及告警内容,告警限值及告警死区均可设置和修改；画面调用可通过告警窗中的提示信息调用相应画面；告警信息存储、打印,告警信息可长期保存并可按指定条件查询、打印。8、报表系统提供报表管理功能,为各应用提供制作各种统计报表。9、系统建模〔1网络建模系统提供图模库一体化建模工具,根据站所图、单线图等构成配电网络的图形和相应的模型数据,自动生成全网的静态网络拓扑模型。系统具备网络拓扑建模校验功能,提供网络拓扑管理工具。具备外部系统信息导入建模工具,支持SVG、CIM等格式的图模导入,支持线路单线图、线路沿布图、系统联络图等图形的导入,支持图模数据的校验、错误报告,支持上级电网模型与配网模型的拼接以及配电网多区域之间的模型拼接功能。〔2专题图生成系统根据基于地图背景的全域图、站内接线图等基础电气图,自动生成衍生电气图,包括地理单线图、单线接线图、环网接线图等,所有专题图的拓扑连接关系全部保持一致。配电SCADA功能1、数据采集〔1前置服务器在故障情况下能自动切换,且做到切换过程中不丢失数据,实现主备通道的无缝切换。〔2能够实现同一个终端2个不同IP地址的自动连接切换,能够实现各类数据的采集和交换。〔3大数据量采集能满足大数据量采集的实时响应需要,支持数据采集负载均衡处理。〔4支持多种通信规约〔包括DL/T634或其它国内标准、国际标准规约、多种应用、多类型的数据采集和交换。〔5支持多种通信方式〔如光纤、无线等的信息接入和转发功能。〔6具备错误检测功能,能对接收的数据进行错误条件检查并进行相应处理。〔7具备通信通道运行工况监视、统计、报警和管理功能,具备通信终端在线监视功能。2、数据处理系统提供模拟量处理、状态量处理、非实测数据处理、点多源处理、数据质量码、平衡率计算、计算及统计等功能。〔1模拟量处理,能处理一次设备〔线路、变压器、母线、开关等的有功、无功、电流、电压值以及主变档位等模拟值。〔2状态量处理,能处理包括开关位置、隔离刀闸、接地刀闸位置、保护状态以及远方控制投退信号等其它各种信号量在内的状态量。〔3非实测数据可由人工输入也可由计算得到,以质量码标注,并与实测数据具备相同的数据处理功能。〔4点多源数据处理,同一测点的多源数据在满足合理性校验经判断选优后将最优结果放入实时数据库,提供给其它应用功能使用。〔5数据质量码,能对所有模拟量和状态量配置数据质量码,以反映数据的质量状况。图形界面应能根据质量码以相应的颜色显示数据。〔6统计计算,能根据调度运行的需要,对各类数据进行统计,提供统计结果。3、数据记录系统提供事件顺序记录、周期采样、变化存储功能。〔1事件顺序记录〔SOE,能以毫秒级精度记录所有电网开关设备、继电保护信号的状态、动作顺序及动作时间,形成动作顺序表。SOE记录包括记录时间、动作时间、区域名、事件内容和设备名。能根据事件类型、线路、设备类型、动作时间等条件对SOE记录分类检索、显示和打印输出。〔2周期采样,能对系统内所有实测数据和非实测数据进行周期采样。支持批量定义采样点及人工选择定义采样点。采样周期可选择。〔3变化存储,支持变化量测即存储的能力,完整记录设备运行的历史变化轨迹。能对系统内所有实测数据和非实测数据进行变化存储。支持批量定义存储点及人工选择定义存储点。4、事件与事故处理系统具备以下多项功能,实现事件与事故处理。〔1越限报警处理功能,对模拟量可分别设置报警上、下限,有效上、下限,当数据越限值时可生成报警记录。〔2遥信变位报警功能,开关、通道状态等遥信产生变位时产生报警记录。〔3报警提示,在人机工作站的报警窗口显示实时报警,并提供事件查询窗口,在画面上以特殊颜色显示关联遥测和遥信,用户亦可定义自动弹出关联画面或语音报警。〔4SOE处理功能,接收终端单元发送的SOE信息并存储入历史事件库。〔5支持全息历史反演和事故反演。5、人机界面人机接口符合X-Window和OSF/Motif等国际标准。支持全图形、高分辨率、多窗口、快速响应的图形显示。图形画面采用浮点坐标体系,支持平滑移动、无级缩放、无限漫游。系统支持用户定义的画面分层显示,支持将地理背景作为画面的一层,支持将多个缩放等级的图形无缝的融合到一个画面中,画面显示自动删繁；支持报警窗口自动弹出功能。采用多屏显示、图形多窗口、无级缩放、漫游、拖拽、分层分级显示等,调度工作站支持一机双屏。6、操作与控制操作和控制包括人工置数、标识牌操作、闭锁和解锁操作、远方控制与调节功能。〔1人工置数的数据类型包括状态量、模拟值、计算量；人工置数的数据应进行有效性检查。〔2提供多种自定义标识牌功能,通过人机界面对一个对象设置标识牌或清除标识牌,在执行远方控制操作前应先检查对象的标识牌,所有的标识牌操作应进行存档记录。〔3闭解锁功能,用于禁止对所选对象进行特定的处理。〔4控制类型包括断路器、隔离开关、负荷开关的分合；投/切无功补偿装置；按照单设备控制、序列控制、解/合环控制。〔5系统支持单席操作/双席操作、支持普通操作/快捷操作的方式。在控制的过程中采取严格的控制流程、选点自动撤消、安全措施等。〔6系统提供多种类型的远方控制自动防误闭锁功能,包括基于预定义规则的常规防误闭锁和基于拓扑分析的防误闭锁功能。7、系统时钟和对时为整个网络系统提供时钟源。支持多种时钟源、终端对时、人工对时,具有安全保护措施,并可人工设置系统时间。主站可对各种终端设备进行对时。8、打印系统具备打印各类报表、图形、数据的功能。包括定时和召唤打印各种实时和历史报表、批量打印报表、各类电网图形及统计信息打印等功能。基于地理背景的SCADA系统提供基于地理背景的配电SCADA功能。具备在基于地图背景的全域图、地理单线图、单线接线图、环网接线图上灵活选择进行开关分/合控制,自动安全检查,并显示最新状态及影响的结果。由于配电网设备的地理分布广、线路多、设备类型多、供电网络和供电方式动态灵活多变,在配电网异常情况下,方便调度人员通过地图背景快速定位故障,并指导抢修。系统具备能够自动生成基于地图背景的全域图、地理单线图、单线接线图、环网接线图等的功能。WEB发布浏览WEB发布浏览功能应把配电主站图形数据、实时数据、报表数据以WEB形式实时发布到内部网上,根据相应权限方便浏览配电网的实时运行状态。自动实现与Ⅰ区配电SCADA数据和图形的同步。馈线自动化功能配电网故障停电时,主站系统通过对配电SCADA采集的信息进行分析,判定出故障区段,进行故障隔离,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行故障隔离并恢复供电。系统能够对发生的各种配电网故障,并具有同时处理在短时间内多个地点发生故障的能力,快速恢复供电。1、故障定位、隔离及非故障区段的恢复〔1故障定位系统根据配电终端传送的故障信息,快速定位故障区段,并在配调工作站上自动推图,以醒目方式显示故障发生点及相关信息。〔2故障区段隔离对于瞬时故障,若变电站出线开关重合成功,恢复供电,则不启动故障处理,只报警和记录相关事项。对于永久性故障,变电站出线开关重合不成功后,则启动故障处理。系统根据故障定位结果确定隔离方案,故障隔离方案可以自动或经调度员确认后进行。〔3非故障区段恢复供电非故障区段恢复供电故障处理过程可选择自动方式或人机交互方式进行,执行过程中允许单步执行,也可在连续执行时人工暂停执行。在故障处理过程中,完成常规的遥控执行之后应查询该开关的状态,以判断该开关是否正确执行,若该开关未动作则停止自动执行,并提示系统运行人员,以示警告。可自动设计非故障区段的恢复供电方案,并能避免恢复过程导致其它线路的过负荷；在具备多个备用电源的情况下,能根据各个电源点的负载能力,对恢复区域进行拆分恢复供电。2、多重事故的处理系统具备多重故障同时处理的功能,且各故障处理相互之间不受影响。系统根据故障优先级划分,可以按优先级进行处理。系统对事故的处理支持分项目、分区间进行管理；针对多重事故,系统从整个供电网络的预备力、变压器的预备力、连接点的电压降、联络点的预备力、线路分段开关的预备力等综合考虑,做出最优的供电恢复方案。3、故障处理安全约束系统可灵活设置故障处理闭锁条件,避免保护调试、设备检修等人为操作的影响。故障处理过程中具备必要的安全闭锁措施〔如通信故障闭锁、设备状态异常闭锁等,保证故障处理过程不受其它操作干扰。4、故障处理控制方式对于不具备遥控条件的设备,系统通过分析采集遥测、遥信数据,判定故障区段,并给出故障隔离和非故障区段的恢复方案,通过人工介入的方式进行故障处理,达到提高处理故障速度的目的。对于具备遥测、遥信、遥控条件的设备,系统在判定出故障区段后,调度员可以选择远方遥控设备的方式进行故障隔离和非故障区段的恢复,或采用系统自动闭环处理的方式进行控制处理。对于单辐射线路故障隔离,则通过设备与变电站出口断路器重合闸配合完成,故障前段供电恢复由主站遥控出口断路器重合闸完成。5、馈线自动化模式根据XX电力集团公司发布的《XX电力集团公司县域配电自动化建设技术规范》,本方案馈线自动化选择集中型FA模式,主站系统保留支持电压-时间型FA模式的功能。〔1集中型FA主站系统根据各配电终端检测到的故障报警,结合变电站、开关站等的继电保护信号、开关跳闸等故障信息,启动故障处理程序,确定故障类型和发生位置。主站系统下令实现故障区段隔离和非故障区段的恢复供电。〔2电压-时间型FA设备通过变电站一次重合〔重合时间为1S配合,"电压-时间型"分段开关就地完成故障区段的判定及隔离,故障区段隔离后主站系统遥控变电站出线开关和联络开关合闸,完成非故障区段的恢复供电。〔3控制权转移主站系统通过与EMS系统交互操作,实现馈线自动化对变电站10kV出口开关的控制。扩展功能预留本次配电自动化主站建设为以下扩展功能预留接口：〔1电网分析应用：拓扑分析、解合环分析、潮流计算、负荷转供、状态估计、网络重构、短路电流计算、电压/无功控制和负荷预测等。〔2智能化功能：配电网自愈控制〔包括快速仿真、预警分析等、分布式电源/储能装置/微电网的接入及应用、经济优化运行以及与其它智能应用系统的互动等。系统技术指标表5-4系统技术指标内容指标冗余性热备切换时间＜20S冷备切换时间＜5min可用性系统年可用率≥99.9%系统运行寿命＞10年可靠性系统中关键设备MTBF＞17,000h由于偶发性故障而发生自动热启动的平均次数＜1次/3,600h计算机资源利用率任何服务器在任意10s内,CPU平均负荷率＜35％任何用户工作站在任意10s内,CPU平均负荷率＜35％备用空间〔根区＞20％<或是10G网络负载在任何情况下系统骨干网在任意5min内,平均负载率＜20%双网以分流方式运行时,每一网络的负载率＜15%单网运行情况下网络负载率＜30%I、Ⅲ区数据同步信息跨越正向物理隔离时的数据传输时延＜3S信息跨越反向物理隔离时的数据传输时延＜20S表5-5系统基本功能指标内容指标SCADA可接入实时数据容量≥200,000可接入终端数≥10,000可接入控制量≥30,000可接入工作站数≥40历史数据保存周期≥3年实时数据变化更新时延＜1S主站系统遥控输出时延≤2S系统时间与标准时间日误差≤1S数据记录时标精度≤1mS85%画面调用响应时间≤3S事故推画面响应时间≤10S单次网络拓扑着色时延≤2S画面实时数据刷新周期1～10S可调遥信/遥测上送主站系统的信息传送时间〔光纤通信方式＜2S遥信/遥测上送配电SCADA的信息传送时间〔无线通信方式＜10S表5-6系统扩展功能指标内容指标馈线故障处理系统并发处理馈线故障个数＞10个单个馈线故障处理耗时〔不含系统通讯时间≤5S负荷转供单次转供策略分析耗时≤5S系统互联信息交互接口信息吞吐效率≥20kB/S信息交互接口并发连接数≥5个表5-7系统运行指标内容指标模拟量遥测综合误差≤1.5%遥测合格率≥98%状态量遥信动作正确率〔年≥99%遥控遥控正确率〔年≥99.99%遥控拒动率〔年≤2%软件配置清单表5-8配电自动化主站系统软件清单序号设备名称规格和型号单位数量备注<一>商用软件1操作系统UNIX,随主机套02操作系统Windows2008Server套12个许可3商用数据库ORACLE11g数据库企业版；套1<二>应用软件1应用支撑平台支撑中间件套1数据库管理权限管理告警服务报表管理人机界面性能管理配置管理进程管理网络管理2基本配电SCADA软件数据采集套1数据处理事件顺序记录操作与控制防误闭锁网络拓扑系统时钟和对时打印3基于地理背景的配电SCADA软件变电站监控套1配电网线路监控配电设备监控配电线路过负荷监控配电线路环网监控4WEB发布软件数据网上发布套1报表浏览权限限制5馈线故障处理软件故障定位、隔离及非故障区域的恢复套1故障处理安全约束故障处理控制方式主站集中式与就地分布式故障处理的配合故障处理信息查询多重事故的处理6图模库一体化软件电网拓扑模型导入、拼接套1专题图生成自动生成拓扑图形控制和打印7信息交互软件与调度自动化系统〔EMS〔实时数据接口套1硬件配置清单表5-9配电自动化主站系统硬件清单序号设备名称规格和型号单位数量备注<一>服务器/工作站服务器：机架式工作站：可立可卧1前置数据采集服务器CPU主频≥1.86GHz,2颗6核处理器,支持到4颗；内存≥16GB；

硬盘≥300GB*2RAID1SAS10KRPM可热插拔；

网口≥8个,10/100/1000Mbps；

操作系统：LINUX

冗余电源

3年7*24原厂服务台22历史数据服务器CPU主频≥1.6GHz,≥4核处理器；内存≥16GB；

硬盘≥300GB*2RAID1SAS10KRPM可热插拔；

网口≥4个,10/100/1000Mbps；

HBA卡*2,集群软件；

操作系统：UNIX

冗余电源

3年7*24原厂服务台23配电SCADA服务器CPU主频≥1.6GHz,≥4核处理器；内存≥16GB；

硬盘≥300GB*2RAID1SAS10KRPM可热插拔；

网口≥4个〔≥2块网卡,10/100/1000Mbps；

操作系统：UNIX

冗余电源

3年7*24原厂服务台24公网数采服务器CPU主频≥1.86GHz,2颗4核处理器；内存≥16GB；

硬盘≥300GB*2RAID1SAS10KRPM可热插拔；

网口≥4个〔≥2块网卡,10/100/1000Mbps；

操作系统：LINUX

冗余电源

3年7*24原厂服务台25磁盘阵列8个4Gb/秒光纤通道端口,24个光纤通道/FATA/SSD磁盘设备接口；≥300GBFCHDD光纤硬盘,15Krpm转速×8；断电保护时间96小时；双冗余控制器台16SAN交换机8口SAN光纤存储交换机台27WEB服务器CPU主频≥1.86GHz,2颗4核处理器；内存≥16GB；

硬盘≥300GB*2RAID1SAS10KRPM可热插拔；

网口≥4个〔≥2块网卡,10/100/1000Mbps；

操作系统：LINUX

冗余电源

3年7*24原厂服务台18图资服务器CPU主频≥1.86GHz,2颗4核处理器；内存≥16G；

硬盘≥300GB*2RAID1SAS10KRPM可热插拔；

网口≥4个〔≥2块网卡,10/100/1000Mbps；

操作系统：WINDOWS

冗余电源

3年7*24原厂服务台19接口服务器CPU主频≥1.86GHz,2颗4核处理器；内存≥16G；

硬盘≥300GB*2RAID1SAS10KRPM可热插拔；

网口≥4个〔≥2块网卡,10/100/1000Mbps；

操作系统：LINUX

冗余电源

3年7*24原厂服务台210防病毒服务器CPU主频≥1.86GHz,2颗4核处理器；

内存：8GB；硬盘：146GB*210Krpm可热插拔；

网卡：100/1000M网卡*2；

操作系统：WINDOWS；

网络版杀毒软件：25用户

冗余电源

3年7*24原厂服务台111配调工作站CPU：1颗IntelXeon四核；

内存：8GB；

硬盘：500GBSATA硬盘；

两个网络接口；

NVIDIA显卡〔1G显存,支持双屏；

鼠标键盘；台212维护工作站CPU：1颗IntelXeon四核；

内存：8GB；

硬盘：500GBSATA硬盘；

两个网络接口；

NVIDIA显卡〔1G显存,支持双屏；

鼠标键盘；台113报表工作站CPU：1颗IntelXeon四核；

内存：4GB；

硬盘：500GBSATA硬盘；

两个网络接口；

NVIDIA显卡；

鼠标键盘；台114图资工作站CPU：1颗IntelXeon四核；

内存：4GB；

硬盘：500GBSATA硬盘；

两个网络接口；

NVIDIA显卡；

鼠标键盘；台215液晶显示器液晶显示器,24寸,配音箱台916服务器机柜服务器专用机柜〔电源插座、连接附件,42U机柜面417KVM设备KVM设备一套〔含16端口KVM切换器、键盘、鼠标、19寸LCD,机架式,相关线缆套118单屏工作站用延长设备数字式单屏延长,USB接口,含音频延长套319双屏工作站用延长设备数字式双屏延长,USB接口,含音频延长套320硬件加密卡PCI硬件加密卡〔含ECC加密软件许可套2<二>网络设备1网络机柜标准网络机柜,带PDU2个,42U面22主干网交换机48口三层千兆交换机台23采集网交换机24口千兆交换机台24无线采集网交换机24口千兆交换机台25III区交换机24口千兆交换机台26无线通道接入路由器企业级路由器台17网络安全隔离装置〔反向电力专用物理隔离,2个外网2个内网10/100M接口,冗余电源台18网络安全隔离装置〔正向电力专用物理隔离,2个外网2个内网10/100M接口,冗余电源台29防火墙4个RJ45接口,100M,电力专用防火墙台1<三>外围设备1打印机网络激光打印机〔含A3、A4及双面彩打台12工具、网络线、水晶头网线4箱、水晶头500个、压线工具2套套13卫星时钟双天线,双时钟,一套GPS系统,一套北斗星系统台14远程维护拨号Modem56K专用Modem台15拨号服务器国网公司安全认证,专用拨号认证服务器套1馈线自动化建设建设原则〔1建设区域内配电线路均采用"集中型"馈线自动化。〔2主要的支线、分支线和易发生故障的用户侧馈线自动化采用分界开关,自动隔离用户故障,避免事故波及主干线路。〔3部分支线、分支线架空线路和不具备改造条件的电缆分支箱等采用带通信功能的故障指示器方式,实现故障点的定位。"集中型"馈线自动化基本原理主站系统根据配电终端检测到的故障告警信息,结合变电站、开关站的保护动作信号、开关分闸等相关信息进行综合判断,启动故障处理程序,确定故障类型和故障区段,实现故障区段隔离和非故障区段供电恢复。对通信网络和配电终端要求1、通信网络要求本期采用GPRS通信方式,并预留光纤通信接口,支持无源光网络或工业以太网等通信方式,支持IEC60870-5-101/104等标准通信规约。2、配电终端要求〔1集遥测、遥信、遥控、通信及电源管理于一体,适用于10kV配电室、环网柜、电缆分支箱等场所。〔2DTU/FTU软硬件可组态,硬件模块化设计,模块标准通用,某一模块的损坏不影响其它模块及系统运行,可根据实际需求灵活扩展遥信、遥测、遥控点数。〔3支持接入以太网交换机、无源光网络〔PON、无线等通信设备。〔4智能化电源管理,支持电源实时监视,交流失电及电池欠压告警、电池在线管理、电池充放电保护。〔5电流输入具备防开路自动保护,所有输入、输出回路具有安全防护措施,模块互换性强,拆装易操作。〔6具备设备状态自诊断,支持远程参数维护和程序升级。典型案例10kV西城线—10kV南农线—10kV东北线案例分析图5-4"集中型"馈线自动化典型案例〔示意图下面以10kV西城线、10kV南农线和10kV东北线为例说明"集中型"馈线自动化的实现原理。如图5-4所示。1、F1点发生永久性故障〔1变电站10kV出线断路器CB2检测到故障后分闸。〔2主站收到CB2开关变位及事故信号后,将故障点定位在CB2与HK03-K2间隔之间。〔3主站发出遥控分闸指令,分开HK03-K2,将故障区段隔离。〔4隔离成功后,主站发出遥控合闸指令,合上HK02-K2,恢复非故障区段的供电。2、F2点发生永久性故障〔1变电站10kV出线断路器CB2检测到故障后分闸。〔2安装于FD0018配电终端FTU1检测到电流超限及持续失压,产生故障遥信并上传至主站。〔3主站收到CB2开关变位及FD0018的故障信号后,将故障点定位在分段开关FD0018和分段开关FD0019之间。〔4主站发出遥控分闸指令,分开FD0018和分段开关FD0019,将故障隔离。〔5隔离成功后,主站发出遥控合闸指令,合上出口断路器CB2及HK02-K2,恢复非故障区段的供电。用户侧馈线自动化基本原理在用户侧加装分界开关。用户侧发生故障时,分界开关与变电站10kV出线断路器配合隔离故障或自主分闸隔离故障。分界开关成套设备要求〔1用户分界开关能快速分断相间短路和接地故障。〔2具备自诊断、动作指示和通信功能。〔3适应中性点不接地系统、消弧线圈并联中电阻选线接地系统、小电阻接地系统。〔4开关内置三相CT和零序CT〔保护级。典型案例图5-5用户侧馈线自动化典型案例〔示意图以10kV西城线某公司用户〔F3点发生故障为例,说明用户侧馈线自动化的基本原理。如图5-5所示。F3点发生永久性故障〔1变电站10kV出线断路器CB1检测到故障后分闸。〔2安装于F0020的配电终端FTU4检测到电流超限及持续失压,产生故障遥信并上传至主站。〔3主站收到CB1开关变位及F0020分界开关的故障信号后,将故障点定位在分界开关F0020之后。〔4主站发出遥控分闸指令,分开F0020,将故障区段隔离。〔5隔离成功后,主站发出遥控合闸指令,合上出口断路器CB1,恢复非故障区段的供电。配电设备及终端建设与改造设备建设与改造原则〔1"集中型"FA的架空线路配置柱上真空开关；环网柜进线采用负荷开关,出线采用断路器。〔2易发生故障的用户侧和主要的支线和分支线加装分界开关,通过架空线连接的高压用户安装柱上分界断路器,通过电缆连接的高压用户安装分界开关柜。〔3自动化分段开关、联络开关要具备"三遥"功能,分界开关配置"二遥"终端。新增设备小型化和免维护。〔4柱上分界开关FTU的采用GPRS无线公网专网通信方式,通讯设备必须便于更换、维护。〔5建设区域内配电变压器均已安装智能采集终端,通过GPRS公网实现运行数据的自动采集,不再单独配置配变终端〔TTU。〔6配电终端满足环境要求,运行可靠,安装方便,免维护,统一接口标准,与一次设备集成。〔7所有成套设备要求工厂化组装联调,满足电气接口、结构安装统一标准和运行可靠性要求。〔8设备改造宜结合配电网一次网架的建设和改造同步进行,避免重复改造施工。配电终端方案配电终端有站所终端DTU、馈线终端FTU、故障指示器等类型,配电终端要求采用模块化、可扩展、低功耗设计,其结构形式应满足现场安装的规范性和安全性要求,具有明显的装置运行、通信、遥信等状态指示,支持DL/T634.5—101、DL/T634.5—104通信规约。表5-10配电终端数据采集信息类别DTUFTU故障指示器终端本体信息终端故障信号、终端失电信号、蓄电池欠压信号、蓄电池故障信号终端故障信号、终端失电信号、蓄电池欠压信号、蓄电池故障信号终端故障信号、终端失电信号遥信量开关位置信号、开关储能状态、地刀位置信号、当地/远方闭锁信号、线路故障状态、保护动作信号和异常信号开关位置信号、开关储能状态、手柄复位/合/分位置信号、速断告警/闭锁信号、线路故障状态、保护动作信号和异常信号线路过流故障告警信号遥测量Ia、Ib、Ic、Uab、Ucb、蓄电池电压Ia、Ib、Ic、Uab、Ucb、蓄电池电压Ia、Ib、Ic〔二遥型遥控量合/分闸、蓄电池活化合/分闸、蓄电池活化1、DTU终端方案模拟量采集功能：电压Uab、Ucb,电流Ia、Ib、Ic。数字量采集功能：每回路不少于4个开关量接入；事件记录及主动上报功能：记录并上报开关状态变位、馈线故障、电源故障等情况；控制功能：主站下发遥控命令,通过控制器执行对开关的合闸、分闸控制,并上报相关动作信息；过流检测功能：实时检测相间、零序过流信息并上报,配合集中型模式对故障进行处理。2、FTU终端方案数据采集：可采集2个电压、3个电流、1～2个开关状态信号并可进行功率等信息的演算；故障检测及故障判别功能；事件顺序记录：记录开关状态变化的时间和先后次序、馈线发生短路故障的时间、电源发生故障的时间并上报；控制功能：支持遥控指令的接收、执行,控制开关的分、合,并具有当地手动控制功能及当地/远方闭锁功能；防护等级达到IP67级。3、故障指示器方案应基于电磁场及其变化的方式来获得故障检测；应能够调整定值；能够提供不同的方法来判别指示永久故障和瞬时性故障；内置高性能电池,可以保证五年的免维护寿命时间,且电池易于更换；用于单相接地故障检测的故障指示器应能满足对消弧线圈补偿接地系统的短路故障与接地故障的精确定位。配电设备方案根据负荷、线路长度均等改造原则,对环网柜、电缆分支箱及柱上开关进行改造或更换,使线路具备1～3个自动化分段开关。〔1关键节点环网设备不具备改造条件需进行整体更换；〔2加装自动化分段开关、