配网自动化系统-配网自动化配网主站（智能变电站运行维护）

配电自动化：配网主站硬件架构功能框架扩展功能事故反演智能告警分析自动成图操作票状态估计潮流计算解合环分析网络重构负荷预测分布式电源接入与控制自愈控制经济优化运行终端管理安全运行分析仿真与培训基本功能故障定位、故障隔离、非故障区域恢复供电故障处理安全约束故障处理控制方式故障处理信息查询馈线自动化与相关系统接口互动化应用系统交互应用数据采集数据处理数据记录操作与控制系统对时配网SCADA网络拓扑分析拓扑着色负荷转供停电分析拓扑分析应用网络建模模型校验支持设备异动管理模型/图形管理支撑软件数据库管理人机界面管理系统管理多态多应用数据备份与恢复权限管理告警服务报表管理WEB发布平台服务平台配电自动化特点分析三大特点模型遵循标准：IEC61970/IEC61968。引入馈线、故障指示器等配网类。建模手段：从GIS系统获取变化的馈线模型，导入自动化系统的方式为主，图库一体化建模为辅。模型标准化程度和模型质量都有待完善。配网模型以馈线为主要单元、包含少量电源厂站的信息，配网拓扑是辐射型或环网建设、开环方式运行。

模型变化频繁。采集1.与FTU、DTU、TTU、故障指示器等终端设备直接通讯。2.链路多，采集点多，频率低。3.二次设备覆盖率低，信号完整性和准确性较低。4.一遥、二遥、三遥情况都存在，存在公网的数据采集。配网

1.基于配网模型，发展SCADA/馈线自动化为核心的配电应用。2.DA需考虑信号误报、漏报等情况实施故障定位、隔离、恢复方案

3.配网网络分析等应用程序，基于馈线的树状结构特点，通常采用快速局部拓扑取代全网拓扑，实现分析和计算功能。

4.由于数据和模型等问题，配网高级应用功能实用化程度不高。配电主站推荐配置配电自动化系统宜采用“主站＋终端”的两层构架。若确需配置子站，应根据配电网结构、通信方式、终端数量等合理配置。配电主站应根据配电网规模和应用需求进行差异化配置，配电主站应根据地区配电网规模和应用需求，按照“地县一体化”构架设计。依照实施地区3-5年后配网实时信息总量，进行大、中、小型进行差异化实施。配电网实时信息量主要由配电终端信息采集量、EMS系统交互信息量和营销业务系统交互信息量等组成。配网实时信息量在10万点以下的建设小型主站；配网实时信息量在10-50万点之间的建设中型主站；配网实时信息量在50万点以上的建设大型主站；配电主站应由地市公司承担建设，县公司原则上不单独建立主站，仅设置地市公司主站工作站，实现对县公司配电网的监控。配网实时信息量大于30万点的大型县公司可单独设立主站，主站按照地市公司中、小型主站标准建设，基本功能与地市公司主站相同。大中小型配电主站系统硬件异同大中小型配电主站系统硬件异同1主站类型生产控制大区配置管理信息大区配置2相同区别相同区别3小型配电主站2台数据库服务器，2台SCADA服务器，1台接口服务器，1台磁盘阵列。

由SCADA服务器兼前置服务器和应用服务器。

2台无线公网采集服务器，1台接口服务器，二次安全防护装置及相关网络设备。1台WEB服务器。4中型配电主站2台前置服务器，1台应用服务器。1台WEB服务器。5大型配电主站2台前置服务器，2台应用服务器。2台WEB服务器，1台磁盘阵列。大中小型配电主站系统功能异同大中小型配电主站系统功能异同1主站类型相同区别2小型配电主站不配置扩展功能。3中型配电主站4大型配电主站平台服务支撑软件数据库管理数据备份与恢复多态多应用管理权限管理告警服务报表管理人机界面管理系统运行状态管理WEB发布基本功能配网SCADA公网前置模型/图形管理馈线自动化拓扑分析应用系统交互应用自动成图操作票安全运行分析状态估计潮流计算解合环分析网络重构负荷预测分布式电源接入与控制自愈控制仿真与培训自动成图操作票安全运行分析状态估计潮流计算解合环分析网络重构负荷预测分布式电源接入与控制自愈控制经济优化运行仿真与培训扩展功能可根据需要选配：基本功能基本功能配网SCADA数据采集数据处理数据记录操作与控制系统对时模型/图形管理网络连接模型、图形校验支持设备异动管理馈线自动化故障定位故障隔离非故障区域恢复供电故障处理安全约束故障处理控制方式故障处理信息查询拓扑分析应用网络拓扑

分析拓扑着色负荷转供停电分析于相关系统接口互动化应用与相关系统接口互动化应用基本功能支持人工置数（置状态）操作、挂标识牌操作、闭锁和解锁操作。支持遥控、遥调和遥设，具备单设备控制、序列控制、群控以及解合环控制，具有多重可靠的远方操作安控机制。基本功能-馈线自动化故障定位智能电网故障段隔离非故障段恢复供电收集进线开关重合闸、智能断路器等跳闸事件，并对信号进行漏报、误报分析，最终根据这些信号将故障定位在一个封闭区域内。通过断开故障区域周边开关设备将故障进行隔离。在故障下游停电区域查找可用电源，并进行负载、潮流分析，尽可能对下游区域恢复供电；恢复上游供电。基本功能-馈线自动化电源A重合器分段器分段器分段器电源B联络开关主站系统RTUFTUFTUFTURTUFTUFTUFTU重合器分段器分段器分段器FTU故障定位故障隔离非故障段恢复基本功能-馈线自动化01020304支持设备挂牌、临时跳接等对拓扑的影响。通过设备的连接关系和开关的分合状态，判断网络的电气连通性。适应各种复杂接线方式、快速搜索策略、局部拓扑分析。用于故障定位、馈线自动化、负荷转供、潮流计算、短路计算等。基本功能-网络拓扑分析追踪电源点着色供电范围着色故障区域着色负荷转供着色配网主站建设与改造应根据配电自动化实施区域的供电可靠性需求、一次网架、配电设备等情况合理选择馈线自动化方式。A+类供电区域宜采用集中型（全自动方式）或部分就地型；A、B类供电区域可采用集中型或就地型；C、D类供电区域可根据实际需求采用就地型或故障监测方式；E类供电区域可采用故障监测方式。馈线自动化推荐配置馈线自动化就地式重合器方式智能分布式集中式全自动方式半自动方式配网主站系统运行关键指标分析截至2014年4月，实用化运行项目22个，配电终端平均在线率95.995%，全年遥控操作21361次，处理故障1340次，平均遥控使用率96.77%，遥控成功率96.16%，遥信动作正确率97.06%。对于已通过公司实用化验收单位，开展系统应用情况抽检；对申请实用化验收单位，提前开展离线数据采集分析，严控终端在线率、遥控使用率等关键指标；对申请工程验收单位，提前开展现场功能测试，确保建设质量。配网主站系统运行关键指标分析影响因素(1)终端时间同步问题较为突出SOE是产生在终端的本地带时标的精确数据，是做为分析事故的重要依据。但考核指标关联SOE计算后，主站记录的遥信变位找不到与之对应的终端SOE遥信变位，影响数据分析质量，主站和终端之间的对时问题亟待解决。(2)配电终端运行不够稳定配电终端普遍存在频繁投退情况，终端无法发挥作用；通信中断的配电终端占终端总数的80%以上，一定程度上影响了系统的稳定运行。(3)部分单位遥控使用率偏低遥控使用次数偏少，部分开关操作仍采用手动操作，对遥控操作缺乏信心；遥控设备使用范围偏小。(4)终端误报、漏报信息比较严重目前配电自动化消缺工作仍然注重于配电终端通信中断等缺陷，对于终端误报、漏报信息不够重视；部分单位从主站侧采取了遥信抑制措施，但并未对相关误报、漏报信号进行统计分析，将直接影FA、遥控等功能的使用。配网主站系统运行关键指标分析序号评价项目及方法1配电终端月平均在线率：≥95%；配电终端月平均在线率=（全月日历时间×配电终端总数-各配电终端设备停用时间总和）/（全月日历时间×配电终端总数）×100％。2遥控使用