智能配网自动化系统设计.docx

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1、智能配网自动化系统总体方案设计摘要目前，城市内现有的配电网已经无法满足经济增长的需要，既不能适应分布式电源的大量接入，也不能满足人们对高供电可靠性的需求。因此，建设结构完善、技术领先、高效互动、灵活可靠的智能配电网是电网企业急需的战略部署。本文依托某城市智能配电网建设改造工程，对城区智能配电网的规划和建设进行了系统地研究。本文通过分析核心区配电网的发展现状及存在的问题，有针对性地提出了核心区智能配电网的规划目标、建设与改造原则，重点从网架优化、设备改造、配网自动化系统、配网信息系统、配网通信系统、分布式电源接入等方面提出了配电网的具体方案设计。关键词:智能电网，配电网，规划与建设，配网自动化系

2、统目录摘要I第一章 绪论11.1引言11.2选题背景与意义11.3国内外智能电网技术研究现状21.4智能配电网的特征21.5本文研究内容31.6本章内容小结3第二章 中心城区配电网现状分析42.1 核心区配电网基本情况42.2 网架和设备现状42.2.1网架现状462.2.3 配网设备现状62.3配电自动化系统应用现状77882.4配电通信系统现状92.5信息系统应用现状102.6存在问题112. 7本章小结12第三章 核心区智能配电网建设规划目标123.1 整体规划目标123.2 一次网架和设备规划目标133.2.1 一次网架规划133.2.2 配网设备规划13143.3配电自动化系统规划1

3、41516163.4配网信息系统171718193.5配电通信系统规划212122243.6分布式电源接入规划25263.6.2分布式发电的优势283.7本章小结28第四章、建设与改造后的效益分析294.1经济效益294.2管理效益294.3社会效益30第五章、结论315.1结论31参考文献：31第一章 绪论1.1引言近年来，随着科技的发展，“智能电网”的概念应运而生，智能配电网是智能电网的重要组成部分。一个真正的智能配电网，可以满足大量分布式电源以“即插即用”的方式接入，能面对最广大的电力客户，与客户实现信息和业务的互动。中心城区配电网的负荷很重要，而且用户密集，建设中心城区智能配电网具有重

4、大意义。本章从中国国家电网公司建设坚强智能电网计划的角度出发，阐述了本课题提出的背景，概述了本文的研究内容。1.2选题背景与意义随着经济的发展和国民生活水平的不断提高，用户对供电质量和可靠性的要求也随之提高。特别是进入二十一世纪后，资源紧缺和环境污染等问题使人们开始重视电能在节能减排方面的巨大潜力，电是一种清洁能源，以电代煤，以电代油，电从远方来，对于缓解华北地区的雾霾天气和环境污染问题，建设节约型社会将会有重大贡献。同时，2003年以来，美加814大停电、莫斯科大停电、中国南方冰冻灾害大停电等事故均暴露出传统电网在调度和控制能力上的不足。为此，国内外电力专家开始提出“智能电网”的概念，并在近

5、两年成为全球电力行业研究和探讨的热点。智能电网的出现，使得配电网出现了新的内容。智能配电网是以配电网及其相关设备为中心，将先进的自动化控制技术、信息通信技术以及现代管理手段引入设计、施工、运行、维护等环节，以实现延长设备资产全寿命周期，提高设备利用率，降低配电网建设投资，最终实现提高供电可靠性和向用户提供优质电能的目的。 智能配电网将使配电网从传统的卖方主导、单向供电、人工管理的运营模式向用户参与、潮流双向流动、高度自动化的方向转变。随着我国智能配电网建设的不断深入，后期将产生明显的经济效益与社会效益。1.3国内外智能电网技术研究现状欧美将智能电网的研究重点放在配电网，这是因为输电网在电网的发

6、展中受重视程度较高，技术发展相对成熟，而配电网是与用户直接关联的，也是分布式能源和电动汽车直接接入点，因此发展的需求和潜力极大。大力发展配电技术系统，对提高用户的供电能力和服务水平、保证供电质量、节能减排，促进技术发展和拉动经济的意义重大。美国埃克希尔能源公司(Xcel )在科罗拉多州的波尔得市建成第一座“智能电网城市”。包括创建一个为整个配电网提供实时高速双向通信的通信网络，优化性能的智能变电站，可应客户邀请安装可编程居家控制装置和全面自动化居家能源使用所必须的系统及基础设备，支持易于调度的分布式发电技术。2007年10月，我国华东电网公司正式启动了智能电网可行性研究项目，并规划了从2008

7、年至2030年的“三步走”战略。2009年4月24日，国家电网公司总经理刘振亚访美，与美国能源部长朱棣文相晤，并在华盛顿发表演讲称:“中国国家电网公司正在全面建设以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展的坚强屯网为基础，以信息化、数字化、自动化、互动化为特征的自主创新、国际领先的坚强智能电网”。从2009年开始，北京、杭州、厦门、银川等城市作为国家电网公司的第一批智能配电网试点工程，已在城市中心区开始了智能配电网建设，包括建设配电自动化系统、智能信息交互平台、智能分布式电源的接入与控制研究、配网的调度监控一体化、用电信息系统的完善和丰富。此外在嘉兴海盐，已经开始了智能小区的试点，采取了光纤到户

8、的形式，完善了用户互动的技术支持平台。1.4智能配电网的特征综合利用先进的自动化技术、通信技术、信息技术以及现代化的管理方式和理念，实现配网设备利用率的提高、供电可靠性和电能质量的提高、电网抗干扰以及抵御外力破坏的能力的提高。随着科技的发展，智能配电网的定义和内容也在不断完善和发展。1)更高的安全性 。能够有效抵御自然灾害与外力破坏的影响。2)自愈能力。能够及时检测出已发生或正在发生的故障并进行相应的纠正性操作, 使其不影响用户的正常供电或将其影响降至最小。自愈主要是解决“供电不间断”的问题 , 包括故障重合闸等引起的瞬间断电。3)更高的电能质量 。提供电压有效值和波形符合用户要求的电能 。4

9、)支持 DER的大量接入。不再像传统电网只能被动地硬性限制 DER接入点与容量,而是从有利于可再生能源发电足额上网 、提高运行效率、节省整体投资出发 ,积极接入 DER并发挥其作用。5)支持与用户的互动。一是应用智能电表 ,实行动态实时电价, 让用户自行选择用电时段;二是允许用户拥有的 DER(包括电动车等)向电网送电 。6)更高的资产利用率。通过完善的实时监控,提高系统容量利用率, 减少一次设备投资达到所谓的“电子换钢铁”的投资效果;通过优化潮流分布 ,减少线损, 提高运行效率 。在线监测并诊断设备运行状态,实施状态检修,延长设备使用寿命。7)对配电网及其设备进行可视化管理 。实时采集配电网

10、及其设备运行数据以及电能质量 、故障停电等数据,为运行人员提供高级的电网监控界面 ,克服目前的 “盲管”现象 。8)配电管理与用电管理的信息化 。将配电网实时运行与离线管理数据高度融合 、深度集成,实现设备管理 、检修管理、停电管理以及用电管理的信息化 。1.5本文研究内容本文根据某地区智能配电网规划和建设的要求，对其核心区网架及设备、配电自动化、配电通信系统及分布式电源等方面进行研究，主要研究内容如下： 1.着重研究了该区域的网架结构现状、用户负荷情况、设备运行状况、配电自动化系统的基础条件、配电通信的概况等，为智能配网的规划奠定基础； 2.提出智能配电网的规划要求，提出了电网经济技术指标的

11、具体量化要求，并从配网网架及设备、配电自动化等各个方面分别提出了各模块的规划和建设原则；3.形成了配网网架及设备、配电自动化、配网信息系统、配电通信系统、分布式电源等五大方面的具体建设方案；4.分析智能配电网建设工程的运行效果、产生的管理效益、经济效益和社会效益。1.6本章内容小结本章阐述了本课题的背景、智能电网的研究现状和本课题的研究意义、研究内容。本文以国家电网公司坚强智能电网配电环节试点配电自动化建设工程为依据，通过对本项目的规划和建设的研究，得出城市智能配电网规划和建设的研究成果。第二章 中心城区配电网现状分析2.1 核心区配电网基本情况 根据某城区配电网现状，结合城市发展规划，经过认

12、真讨论研究，选取的建设改造区域位于市中心繁华地带，截至2013年12月，建设改造区域内有工业用户 29户，一般工商业用户5269户，居民用户11.2万户。该区域电源布点已基本完成，网架结构趋于稳定。2.2 网架和设备现状2.2.1网架现状（一）核心区110千伏及以上电网现状1.网架结构该核心区内现有110千伏站2座，分别为站3、站5，主变容量21.3万千伏安。核心区东北和北部有2座220千伏变电站，分别是站2、站4；区域周边分别有站1、站6、站7等三座110千伏站，除站5外均为内桥式接线，17路进线，架空线路长度78.67公里，电缆线路长度 5.96公里，进线电源较为坚强，供电可靠性高，能够满

13、足10kV线路“N-1”比例。2.负荷统计 220千伏主变5台，总容量780兆伏安，两座220千伏变电站2013年最大负荷569兆瓦；110千伏主变14台，总容量552兆伏安5座110千伏变电站2013 年最大负荷325兆瓦。表 2-1 核心区 2013 年变电站主变负荷率统计表3.变电站出线间隔及其利用情况建设改造区域变电站10千伏出线间隔182个，已占用148个，出线间隔利用率为81.3%，剩余间隔34个。表 2-2 核心区 2013 年变电站出线间隔情况统计表4.分析总结涉及核心区的两座220千伏变电站和五座110千伏变电站均为两路及以上进线电源，除站4、站6为两台主变以外，其余五座变电

14、站均为3台主变，网架结构较坚强，能够满足线路“N-1”要求且110千伏及以上电网容载比目前在合理范围内、负荷分配均匀，不存在局部变电站重载情况。（二） 核心区10千伏电网现状1配网网架结构建设改造区内10千伏公用配电线路共计64条，线路总长225.8公里，其中电缆线路13条，架空和电缆混合线路51条。电缆线路总长139.7公里，电缆化率61.88%，架空线路总长86.1公里，绝缘化率100%。64条10千伏线路中,满足“N-1”的线路51条，占79.7%，62条线路实现互联，互联率为96.9%。表 2-3 核心区配网混合线路网络结构统计表表 2-4 核心区配网电缆网络结构统计表作为政治、经济、

15、文化中心区内聚集了众多的重要用户,这些用户对供电可靠性的要求较高,因此对10KV线路的负载率都应满足N-1要求。详见表2-5:表2-52.2.3 配网设备现状核心区内共有10kV配网线路64条；10kV配电变压器775台，配变总容量235.5兆瓦，其中S9及以上型号变压器750台，占总配变的96.8%；10kV开关站2座；10kV柱上开关500台，其中主干线联络开关48台，分段开关94台，分支开关259台，用户分支开关99台；环网柜82台；分接箱25台。其中存在安全隐患的老旧设备有柱上开关89台，环网柜11台，电缆分接箱8台，S7型高损配变25台。变电站的10kV出线开关均为断路器，带二段式过

16、流保护，架空线路配有重合闸。环网柜的开关基本为负荷开关，不能切断故障电流，部分分支线开关采用“负荷开关加熔断器”组合。架空线路主干线路上安装的开关分为负荷开关和断路器两种；架空线的分支线开关采用断路器或跌落熔断器。正常情况下，所有线路均采用环网接线、开环运行的方式。除变电站出线开关外，所有10kV开关均由现场工作人员手动操作。10kV线路保护主要由变电站出线开关提供，含架空线的线路投入重合闸，当架空分支线内发生故障时，分支线开关与变电所出线开关同时跳闸，切除故障，再由重合闸恢复主干线路供电。全电缆线路不投运重合闸，一旦10kV线路上发生故障，就会造成全线停电。配网接地方式为经消弧线圈接地或不接

17、地。2.3配电自动化系统应用现状2013年供电公司配电自动化改造工程共改造12条l0kV配网线路，全部开关实现“三遥”控制，通信方案采用先进成熟的EPON技术，建成了全面遵循IEC61970/61968国际标准的配电自动化系统，实现配网自动化相关功能应用。配电自动化系统整体架构如下图所示:图2-1 配电自动化系统结构图配网自动化主站系统是指利用现代电子、通信、计算机及网络技术，将配电网结构信息、配电网运行的实时信息和离线信息、用户信息、设备信息、地理信息进行集成，构成完整的自动化主站管理系统， 实现对配电网络在正常运行及事故情况下的监测、保护、控制和管理。 对于新能源中各种接入配电网的分布式电

18、源，配电自动化主站系统能够提供分布式电源接入与运行的控制模块，实现对分布式电源进行运行监测与控制功能。对分布式电源运行情况、运行数据的动态监视，控制分布式电源的功率调节控制设备、电源并网点无功补偿设备及并网断路器。图2-2 主站结构配置图配电子站主要为配网监控层，完成配网自动化和故障管理等功能，它具有承上启下的作用。对下，负责基础屡设备管理；对上，负责与中心层上传数据，同时接受中心层系统命令。一般设在变电站或区域负荷中心。配电自动化系统设计中，终端设计是否合理极为重要，一般以“二遥”、 “三遥”终端为主。其中的“二遥”终端主要指可满足电流遥测、故障信息上报功能要求的终端。实际设计过程中对于开关

19、部分无需引入电动操作机构。但终端若有本地保护功能，此时需配备电动操作机构。终端功能的实现既可引入 GPRS 方式，也可将无线专网应用其中。而对于“三遥”终端，该终端在体现故障信息上报功能的基础上，也要求将遥控、遥信与遥测功能融入，且需使电动操作机构设置在控制开关上。与“二遥”终端不同，该终端在非对称加密中，通常通过光纤通道的应用实现。2.4配电通信系统现状供电公司在配网自动化改造工程中完成12条10kV线路的通信改造，全部采用光纤通信和无线公网通信相结合的通信技术，组网方案选用先进成熟的EPON技术，安装光线路终端设备(OLT，最终将各配电终端采集的信息通过ONU汇集到各子站的OLT，而后统一

20、上传至主站的调度数据网。图2-3 配电通信网络拓扑结构示意图目前,配电通信系统主要采用光纤及无线公网技术。环网单元通过光纤方式建立了“配电终端一子站主站”的双向通信,部分配变安装了通信模块,利用无线公网实现了“遥测”的上传。对于无线公网的接入，国家电网公司相关文件规定必须通过安全接入平台统一接入，配电自动化系统终端接入必须开启长连接确保业务数据传送，因此对于智能配电自动化系统海量终端接入存在较大的技术难题。2.5信息系统应用现状供电公司配电生产相关信息系统包括生产管理系统(PMS)、电网GIS系统、营销业务系统、电能量信息采集系统，这些系统都己经在生产、运行以及管理中得到了良好的应用。但是各系

21、统间的信息集成度不高，信息和资源交互性较弱，存在“信息孤岛”，导致部分综合性应用无法实现。1.配电PMS及电网GIS系统通过数据收集、核实、录入等等扎实有效的系统建设工作，配电PMS于2010年12月份通过国网公司实用化验收，电网GIS系统于2012年9月投入运行。通过电网GIS系统，可全面准确管理配电设备空间地理位置、拓扑连接关系和设备运行状态。能实现电网设备的空间及空间属性查询定位与统计、进行空间数据处理与导入、图形编辑、属性维护、供电范围分析、电源点追溯，以及根据地理接线图自动生成配网单线图等功能。GIS系统通过数据接口向配电PMS系统提供电网设备图形和配网单线图,PMS系统向GIS提供

22、设备台帐信息。2.营销业务系统营销业务应用是“SG186，工程八大业务应用的重要组成部分。营销业务应用系统包含“客户服务与客户关系管理”、“电费管理、“电能计量及信息采集管理”和“市场与需求侧管理”等4个业务领域及“综合管理”，共19个业务类、137个业务项及753个业务子项。电力营销业务通过各领域具体业务的分工协作，为电力用户提供各类服务，完成各种业务处理，为供电企业的管理、经营和决策提供支持;同时，通过营销业务与其它业务的有序协作，提高整个电网企业信息资源的共享度。总体功能结构如2-4图所示。图2-4 营销管理系统总体功能结构图2.6存在问题1.一次网架不够坚强(1)、部分10kV线路高峰

23、期间重载严重，经过统计分析，核心区内共有9条线路负载率超过90%，这些线路无法满足N-1要求，需要进行网架梳理和负荷再分配；(2)、部分环网单元、配电室运行环境较差，主要为电缆沟进水、盖板破损、无通风设施、门窗损坏、户外环网设备凝露等问题，存在安全运行隐患；(3)、部分环网单元、配电室由于投运较早，设备类型不满足安装电动机构的条件，无法实现遥控功能。2.配电自动化设备覆盖率和实用化程度不高(1)、配电自动化设备的覆盖率较低，只有部分区域配网线路实现自动化功能，不成规模，距离智能配网建设所需的全景配网实时运行信息差距较大；(2)、由于管理制度不够完善、技术不够成熟、网架结构调整频繁、运行维护力量

24、不足等原因，部分配电自动化装置实用化水平不高。3.配电通信网系统问题(1)、配电通信系统覆盖率低，城区共有10kV配电线路210条，目前已经建成的配电通信网仅包含3座变电站的12条10kV线路，自动化覆盖率仅有5.71%、离智能配网建设所需的全景配网实时运行的差距较大；（2）、城区现有的配电通信系统“三遥”实现手段单一，仅有光纤通信方式，无线公网通信方式只能满足“两遥”通信，这对接入网因地制宜、综合采用多种通信方式的要求有差距；(3)、管孔内的光缆以及站点内的尾纤被小动物破坏的情况比较严重；(4)、未建立统一的配电通信设备的监控与管理系统，ONU, OLT及光缆均不能实现主站集中监控管理，运行

25、维护人员无法及时了解配电通信系统的运行状态；4.信息系统集成应用存在的问题各系统间的信息集成度不高，信息和资源交互性较弱，存在“信息孤岛”，导致部分综合性应用无法实现。2. 7本章小结本章主要研究了配电网现状，并分析了存在的问题，提出建设智能配电网一定要有良好的硬件及软件基础。首先，配电网网架和设备必须满足智能配网建设要求。网架要做到环网化，满足N-1准则;设备要求稳定性高，满足自动化实现方式的需要。其次，配网的信息系统必须具备一定的智能配网建设的基础。特别是GIS(地理信息系统)，因为今后智能配网的基础数据均来源于现有的信息系统。最后，优良的配电通信系统是智能配网建设的关键。通信系统好比是实

26、现智能配网的“神经网络”，“头脑”和“四肢”再发达，没有神经网络的支持，系统仍然瘫痪。第三章 核心区智能配电网建设规划目标3.1 整体规划目标本项目的总体目标是通过优化城市核心区配电网网架结构、老旧设备改造、结合配电自动化建设，建成对智能配电网建设具有示范意义的、以配电网调度和配电网抢修指挥为应用主体的集成型配电自动化系统，通过建设功能完善的配电通信网，实现对配电网开关设备的远方监测控制及配电SCADA功能；实现配电网在线信息的集中采集，实现配电网馈线自动化功能；结合光纤到户项目，建设能够实现与用户互动的智能型通信系统和数据信息平台；分阶段逐步建设具有信息化、自动化、互动化特征智能配电网。3.

27、2 一次网架和设备规划目标3.2.1 一次网架规划1完善网架结构，目标网架满足安全、可靠、经济运行的要求，具有较强的灵活性和适应性，满足城市用户电力需要。2核心区内将以电缆线路为主，现有架空网络需结合道路改造等城市发展逐步完善。架空线路网络结构以三分段三联络为主，通过建设改造实现架空线路间联络率达到100。3电缆线路中，对单放射式线路，结合网络发展建设为单环网结构，同时结合用户用电性质、用电负荷、电网发展需要，逐步采用双放射、双环网供电方式。4通过完善电网结构，实现变电站间负荷转供率达到70，其中重要负荷转供率达到100。3.2.2 配网设备规划1优先采用免维护或少维护、操作简单，运行可靠，技

28、术先进，符合国际、国家或行业技术标准的优质产品。2新增配电一次设备应配置后备电源系统，以满足遥测和遥信需求，对于需要实现遥控功能的开关设备还应具备电动操作机构。3城市配网开关优先选用全密封、免维护的无油化真空开关，柱上开关应选择操作机构与开关本体一体化、SF6为外绝缘类型的设备。环网开关应选择选用铠装、全密封、可扩展设备，受条件限制时可采用SF6气体或固体绝缘开关柜。4对于以断路器为主的开闭站、配电室、户外箱式开闭所，需配置保护测控合一的综合自动化装置或远动装置。对于以负荷开关为主的配电室、箱式开闭所，负荷开关应具备电动操作机构，并且配置满足测量要求的CT。网架及设备改造遵循“立足现状、因地制

29、宜、统筹规划”的总体原则,不单独为配电自动化建设而进行大规模的网架及设备改造。网架及设备的建设和改造遵循以下原则:1）、遵循相关标准,结合当地电网的实际；2）、网架结构清晰可靠,在满足用户供电要求的情况下,将部分复杂的接线方式进行优改造；主干线采用环网接线,开环运行,荷转供的要求将部分复杂多联络,导线和设备满足负；3）、每条线路的总负荷不宜过大,每段线路间的负荷均匀,正常供电方式下能满足N-1准则；4）、设备的改造立足现状,满足配电自动化建设需要；5）、“三遥”改造主要针对所有站点的进线开关、柱上调度开关及部分出线开关,“二遥”改造主要针对站点及站点的部分出线开关；“一遥”改造主要针对暂不安装

30、DTU的环网单元、配电室,采用加装故障指示仪实现对故障判断分析；6）、以配电子网为单位,根据现场实际情况,结合城网改造、业扩等工程统筹考虑,原则上不重复停电,分期分批进行一次设备改造；7）、业扩及城网改造设备,应按配电自动化要求建设和投运,如每座环网单元、配电室加装PT、配置站所终端(DTU),站内所有开关柜配置电动操作机构、三相CT等；8）、箱式变电站改造要求：加装电流互感器；增加配变监测终端（TTU）；有选择地安装无功补偿装置。3.3配电自动化系统规划配电自动化是实现智能配电网的基础，配电自动化系统具备3个基本功能:安全监视功能、控制功能、保护功能。安全监视功能是指通过采集配电网的状态量(

31、如开关位置、保护动作情况等)、模拟量(如电流、电压、相角差等)、电能量，从而对配电网的运行状态进行监视;控制功能是指对远方控制开关进行合闸/分闸操作，以及有载调压设备的升压/降压，以达到所期望的目的(如进行负荷转供、满足电压质量要求等)；保护功能是指检测和判断故障区域，隔离故障区域，恢复正常供电。通过配电自动化系统的建设，能提高电网的供电可靠性和电能质量，确保向用户不间断供电，实现配电管理的自动化，对各种管理过程提供信息支持，改善服务，提高管理水平和劳动生产率，减少运行维护费用和各种损耗，实现配电网的经济运行。根据城市配网的规模及今后发展趋势，主站系统实时数据采集量满足全部配电网数据的接入。配

32、电自动化主站系统整体框架基于IEC61968的信息交互总线，主要系统设计及系统间的数据交换语义与语法遵循公用信息模型(CIM )，信息交互总线架构基于面向服务架构(SOA )，配电自动化主站系统将满足调控一体化技术要求。配电主站应构建在标准、通用的软硬件基础平台上，具备可靠性、可用性、扩展性和安全性，并根各地区的配电网规模、实际需求和配电自动化的应用基础等情况选择和配置软硬件。主站基本功能:(1)、配电SCADA:数据采集(支持分层分类召测)、状态监视、远方控制、人机交互、防误闭锁、图形显示、事件告警、事件顺序记录、事故追忆、数据统计、报表打印、配电终端在线管理和配电通信络工况监视等；(2)、

33、与上一级电网调度(一般指地区电网调度)自动化系统和生产管理系统(或电网GIS平台)互连，形成完整的配电网拓扑模型。主站扩展功能:(1)、馈线故障处理:与配电终端配合，实现故障的识别、定位、隔离和非故障区域自动恢复供电；(2)、电网分析应用:模型导入/拼接、拓扑分析、解合环潮流、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；(3)、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、微电网的入网及应用、经济优化运行以及与其它智能应用系统的互动等。硬件软件配置原则:主要设备应采用双机、双网冗余配置，满足可靠性和系统性能指标要求，具有扩展性、通用性

34、。配电主站应有安全、可靠的供电电源保障。软件方面，服务器与工作站宜采用Unix/Linux操作系统;应采用成熟可靠的支撑和应用软件，满足相关技术标准和规范。配电自动化主站系统作为整个配网系统的核心，需要结合当地实地DMS系统建设经验，在整个系统建设过程中充分突出“信息化自动化、互动化”的特征。主站建设以坚强配电网架为基础，在实现完整图模管理基础上，覆盖试点区域配网设备;全面遵循IEC619681 IEC61970国际标准，实现配网信息的集成整合与共享;实现配电监测控制和馈线自动化功能，涵盖整个配网调度指挥全部业务流程，满足智能配电调控一体化的要求;能够扩展对新能源接入、配电网自愈、可视化调度、

35、与用户互动等功能。配电子站是在通讯上位于配电主站和采集终端之间的中间层。子站类型分为通信汇集型子站和监控功能子站。通信汇集型子站负责所辖区域内配电终端的数据汇集、处理与转发;监控功能型子站负责所辖区域内配电终端的数据采集处理、控制及应用。区域建设需要综合配电自动化主站系统采用集中监视和控制的方式，再决定配电子站建设适宜的类型。 配电终端装置是配电自动化系统的基本单元，用于对配电网及配电设备的信息进行采集和控制，分站所终端(DTU )、馈线终端(FTU )、配变终端(TTU )及故障指示器等几种类别。具备遥测功能、遥控功能、遥信功能、对时功能、定值远方/当地修改和召唤定值、手动操作功能、通信功能

36、、设备自诊断及自恢复功能、故障判别功能、具有后备电源或有外接后备电源的接口等基本功能。配电自动化系统结构将采用“主站+通信汇集型子站+配电终端”的三层构架。系统构架图如图3-1所示：图3-1配电自动化系统构架配电子站采用通信汇集型子站，配电终端采用网络型终端，经过通信汇集型子站接入主站。自动化配电终端将覆盖区域内的全部调度站及杆上调度开关。项目完成后，自动化覆盖率达到100%，配电终端根据需要实现“一遥”、“二遥”或“三遥”，其中“一遥”适用范围为列入近期城市规划改造范围，配电网结构变化较大的环网单元及配电室;“二遥”适用于采用安装TTU站点及无法安装电操机构的环网单元及配电室出线柜;“三遥”

37、适用范围为DTU站点进线开关、部分安装电操机构的出线开关及柱上开关，所有对重要用户供电的环网单元、配电室均实现“三遥”。3.4配网信息系统数据交互的原则主要包括以下四点:1）统一信息模型:IEC61970/61968 CIM模型是贯穿整个电力系统业务范围的企业信息模型，配电网自动化系统必须遵循IEC61970, IEC61968标准，统一信息模型是实现与其它相关自动化系统优化集成的基础。2)_统一设备编码:在建立统一信息模型过程中，必须遵循关于电力设备编码的有关规定，对所管理的所有设备应该制定一个统一的编码规则，保证设备对象识别的唯一性。编码必须满足IEC61970/61968的模型需求。3)

38、保证数据唯一:为确保各种数据在所有系统中的一致性，原则上要求一类数据只能由相关的维护单位从一个应用系统录入，保证该类数据只有唯一的数据源，同时可以提供给其它应用系统共享。从根本上避免数据的重复录入。4)网络安全防护:配电网自动化系统与相关自动化系统、管理信息系统之间的数据共享及网络互联必须符合电力二次系统安全防护要求。配电自动化涉及的项目众多,包括地区调度自动化系统、配电自动化系统、PMS系统、营销相关应用系统系统、营销管理系统(95598、用电信息采集)等业务系统。因此,必须合理规划各系统的信息交换,实施信息资源统一规划,保证整个配电网数据源的唯一性和信息的高度共享。实现信息交互的基础是各个

39、应用系统实现电气设备的统一编码。基于信息交互总线的信息交互,不再是传统意义上的点对点的交换方式。而是基于流程的方式,把相关的应用服务贯穿起来。图3-2 信息交互的内容示意结构图1）从相关应用系统获取的信息。配电自动化系统从相关应用系统获取以下信息:从上一级调度自动化系统获取高压配电网包括(35kv、110kv)的网络拓扑、相关设备参数、实时数据和历史数据等；从生产管理系统（PMS）获取配电网设备计划检修信息和计划停电信息等；从地理信息系统（GIS）获取中压配电网相关设备参数、馈线电气单线图、网络拓扑等；从营销系统（CIS）获取低压配电网的相关设备参数和运行数据；从95598系统和营销管理信息系

40、统CIS获取用户故障信息；2）向相关应用系统提供的信息。 配电自动化系统向相关应用系统提供配电网图形(系统图、站内图等)、网络拓扑、实时数据、准实时数据、历史数据、分析结果等信息。1信息交换总线软件结构：信息交互总线的体系结构如图所示,主要包括跨平台操作系统、消息层、接口组件层系服务层、应用服务层和应用层五个相互独立又互相联系的软件层面。图3-3 信息交互总线系统体系结构图从系统运行的体系结构看,信息交互总线系统是由跨平台的操作系统层、消息层和接口组件层系统服务层、应用服务层、应用层共五个层次。这五个层次和IEC 61968的逻辑框架的对应关系如下表所示。表3-1 五个层次和IEC61968

41、的逻辑框架的对应关系信息交互总线跨越两个安全区中,分别为生产控制区和信息管理区,在两个安全区内的配置是完全对等的。生产控制区与信息管理区之间设置正向与反向专用物理隔离装置,如下图所示。图3-4 信息交互总线系统硬件结构图其中:1信息交互总线服务器主备运行信息交互总线总线服务；2开发工作站进行信息交互总线流程的定制开发以及接口的定制开发；3管理工作站对信息交互总线主控制界面的实时监控和流AdminConsole程的控制；4负载均衡服务器以既定的安全策略进行信息交换的流量均衡工作；5接口服务器信息交互总线与各应用系统的接口定制开；6正反向隔离系统主备进行跨区的安全隔离工作；7防火墙进行同区的安全防

42、护工作；3.5配电通信系统规划配电通信系统是实现配电自动化的关键环节之一，配电通信系统以满足配网通信需求为核心，建成技术先进、实用性好、网络结构合理、可靠性高、覆盖范围广、接入灵活、自愈能力强、综合效能高的智能配电通信平台，保证配电网的安全、经济、高效运行。配电通信系统网络结构如图3-5所示:图3-5 配电通信系统网络结构图根据区域实际情况，配电通信系统拟采用无源光网络(EPON )、中压载波、无线专网和无线公网四种主要通信技术。从技术上分析，无线公网组网方案的实时性及安全性较低，难以满足配电自动化遥控信息的传输需求。因此，无线公网的组网方案只能用于配电室及柱上配变的遥测信号接入。无源光网络、

43、无线专网中压载波这三种通信方式均为专网通信，故都能满足“三遥”信号的接入要求。从传输速率、带宽、可靠性等技术性能来看，无源光网络(EPON)技术最优，无线专网技术次之，中压载波技术最差。从建设难度、扩容和改建的方便性来看，无线专网技术最优，中压载波技术次之，无源光网络(EPON)技术难度最高。从经济上分析，无线公网的建设投资无疑是最低的，但其运营维护费用很高。三种组网方案折算成单个配电自动化站点的建设成本对比:无线专网:中压载波:无源光网络为1:1.5:40以上四种通信组网方案的优缺点如表3-2所示。表3-2通信组网方案经济技术比较1）通信方式比较鉴于该区配用电通信实际情况，需要重新建立配用电

44、通信网络，根据现状分析中通信方案比较，可考虑采用光通信方式或光通信方式+GPRS技术。方案一：光通信方式（1）通信主站建设一体化通信监控管理平台，首先完成一个通用的网管软件支撑平台系统，然后在此平台系统上完成各种通信设备的网元管理系统。（2）变电站配用电通信采用全光纤组网，利用EPON技术构建宽带、稳定的通信网络。通过手拉手线路形成保护光环网。如图3-6所示。EPON技术主要由局端设备（OLT）、站端设备ONU、光分支网络ODN及光缆组成。局端设备（OLT）集中安装在变电站通过配用电通信网骨干层传输到通信主站中，在通信主站提供千兆以太网接口与自动化主站系统连接。ODN根据实际线路情况配置，ON

45、U安装于配电终端设备箱中，通过一个或多个以太网接口、RS485、RS232接口，与采集终端设备相连，实现配电终端信息的接入与局端OLT 通信并上传于通信主站，以便于集中管理维护。图3-6 光纤环网典型建设方案方案二：光通信方式+GPRS（CDMA）技术。在电缆线路上采用光通信技术、敷设光缆，在环网柜及分接箱上安装ONU, 变电站装设OLT装置, 通信主站安装通信统一管理平台一套。架空线路的柱上开关、变压器上等采用公网GPRS（CDMA）模块。图3-7 光纤环网+GPRS（CDMA）技术2）通信配置方案的技术经济性分析方案一：特点是可靠性高，不受电磁干扰，通信速率高，维护工作量小。缺点为：设备费

46、、施工费较高，设备装置的增减和变更困难。方案二：优点是GPRS（CDMA）传输信息永远在线，客户无需为每次数据的访问建立呼叫连接。缺点为：1)系统时延大，数据不能有效快速采集；2)因GPRS（CDMA）为无线公网，因此实时的生产网络需直接挂在外网运行，具有一定的风险，增加了系统的不稳定因素。随着雾霾天气越发严重，政府对雾霾治理力度不断加强，先后出台多项措施治理扬尘问题，对城市主干道路开挖施工作业严格限制。所以，地埋光纤的施工难度极大，施工成本骤增。同时，随着通信技术的发展，GPRS、CDMA等无线公网通信方式逐步成熟和稳定，具有不受外界影响，维护简单方便等优点，资费水平已经大幅下降。综合上述因

47、素，城市核心区配电自动化通信系统采用光通信EPON +GPRS技术，即主干线路配电终端（开闭站、箱式开闭所、柱上断路器）采用光纤通信，分支线路终端（柱上断路器、开闭站、箱式开闭所）采用GPRS无线公网通信。（1）在若干座变电站新装40PON口OLT若干台，ONU若干台,分光器若干台，敷设通信光缆若干公里，拉梅花管若干公里。（2）对区域内N座变电站中M座变电站通信骨干传输网SDH设备进行升级改造，以满足配电自动化传输需要。3.6分布式电源接入规划分布式能源包括分布式发电和分布式储能，其中分布式发电技术包括: 微型燃气轮机技术、燃料电池技术、太阳能光伏发电技术、风力发电技术等; 分布式储能装置包括蓄电池储能、超导储能和飞轮储能等。分布式能源与传统发电单元相比，其关键差异如表3-3所示。表3-3 DER与传统发电单元的关键差异分布式电源不但具有节省投资、发电灵活、环境兼容等特点，能极好地适应分布式能源开发利用的需求，而且还能提高和完善需求侧响应与管理功能，符合智能电网框架的要求。然而，大量的分布式电源接入中压或低压配电网上运行时，彻底改变了传统的配电系统单向潮流的特点，因而需要配电系统使用新的保护方案、电压控制和仪表来满足双向潮流的需要，通高级的配电自动化系统可将这些分布式电源无缝集成到电网中并协调运行。新形势下含分布式能源接入的智能配网结构可