.城市中心區配電自動化工程建設實施方案供電公司二一二年六月可編輯范本目 錄1 前言12 編制依據23 城市中心區現狀分析33.1 電網現狀33.2 城市中心區概況53.3 一次網架現狀63.3.1 網架概述63.3.2 典型接線63.4 配電設備概述83.5 配電通信網絡現狀93.6 配電自動化系統應用現狀113.7 配電自動化相關信息系統現狀123.8 配電管理現狀134 規劃目標144.1 整體規劃目標144.1.1 2012年規劃目標144.1.2 預期效果144.1.3 工程實施前后配網對比154.2 一次網架和設備規劃目標154.3 配電自動化主站系統規劃目標174.4 饋線自動化規劃目標184.5 配電終端規劃目標184.6 配電通信網絡規劃目標184.7 配網調控一體化規劃目標185 建設方案195.1 一次網架線路改造195.1.1 改造原則195.1.2 網架優化改造方案195.2 配電自動化主站建設225.2.1 建設原則225.2.2 系統架構245.2.3 系統功能265.2.4 系統技術指標345.2.5 軟件配置清單355.2.6 硬件配置清單365.3 饋線自動化建設385.3.1 建設原則385.3.2 “集中型”饋線自動化395.3.3 用戶側饋線自動化415.4 配電設備及終端建設與改造435.4.1 設備建設與改造原則435.4.2 配電終端方案435.4.3 配電設備方案455.4.4 配置清單455.5 配電通信網絡建設455.5.1 建設原則455.5.2 通信方式分析455.5.3 建設方案465.6 二次系統安全防護建設475.6.1 橫向系統通信475.6.2 縱向系統通信486 工程概算506.1 工程投資總概算506.2 一次網架調整概算506.3 一次設備改造和更換概算506.4 配電主站及相關系統概算516.5 配電終端概算516.6 配電自動化機房概算517 實施進度計劃52附件1 城市中心區配電一次設備現狀53附件2 城市中心區一次網架改造方案54附件3 城市中心區改造前后聯絡接線圖54附件4 城市中心區域GPRS無線網絡單元(GPRS通信模塊)配置表56附件5 城市中心區域配電自動化工程概算57附件6 城市中心區域改造前后地理接線圖621 前言為貫徹落實山東電力集團公司配電自動化建設總體要求，結合實際情況，依據國家電網公司配電自動化技術導則、配電自動化建設與改造標準化設計技術規定、配電自動化主站系統功能規范以及山東電力集團公司縣域配電自動化建設技術規范等相關規范，遵循全面、適用、差異和前瞻性的原則進行配電自動化建設。通過信息集成平臺和服務總線完成核心應用模塊之間的集成，建立覆蓋公司核心業務的協同統一、精益高效的營配調信息交互一體化平臺。在城市中心區域全部實現手拉手環網供電，實現配電自動化的全覆蓋。配電自動化實施后，城市中心區域配電系統供電可靠率達到99.99%，提高城市配電網的供電可靠性和快速復電能力，提升運營和管理水平，有效縮短配電線路故障停電時間，提高用戶滿意度，實現配電網的卓越運營。 電業公司早在2005年開始嘗試配電自動化系統建設，包括12條10kV城區配網線路，共安裝電壓型分段開關12臺，環網柜4臺，配網主站采用南京南瑞集團公司ON2000配調一體化主站系統。近年來，電網取得了快速的發展，電業公司在配電自動化建設和信息化建設方面都開展了大量工作，積累了大量寶貴的經驗，培養了一批高素質的專業人才，為電業公司的配電自動化建設打下了堅實的基礎。2 編制依據l Q/GDW370 城市配電網技術導則l Q/GDW382 配電自動化技術導則l Q/GDW 513配電自動化主站系統功能規范l Q/GDW 514配電自動化終端子站功能規范l Q/GDW 625配電自動化建設與改造標準化設計技術規定l IEC61968 Application Integration at Electric Utilities - System Interfaces for Distribution Managementl IEC61970 Energy Management System Application Program Interface(EMS-API)l 國家電力監管委員會第5號令 電力二次系統安全防護規定l 國家電網調2011168號 關于加強配電網自動化系統安全防護工作的通知l 山東電力集團公司縣域配電自動化建設技術規范l “十二五”發展規劃3 城市中心區現狀分析3.1 電網現狀地處魯西北平原，是德州市的近郊縣，位于首都北京、港城天津、省會濟南之間，素有“京津門戶，九達天衢”之稱，位于北緯37133736，東經1162711657。歷史悠久，是文學家、滑稽大師東方朔的故里，現收藏于文博苑內的顏真卿手書“東方朔畫贊碑”為國家一級文物，有“漢墓群”等省級重點文物保護單位，萬畝水面的“丁東水庫”和“仙人湖”是旅游、垂釣的理想去處。現轄9個鎮、3個鄉和一個經濟開發區。圖3-1行政區劃圖電網是德州電網的重要組成部分，主電源來自220kV蘇莊站。2011年供電面積為1213km2，供電人口為58萬人，供電可靠率RS-3為99.90%，110kV及以下線損為4.53%，10kV及以下線損為4.48%,綜合電壓合格率為98.724%。截止2011年底，電網擁有110kV變電站1座，主變2臺，容量為40MVA，線路1條，長度為31.2km； 35kV公用變電站16座，容量為225MVA，線路33條，長度為222.65km，10kV公用線路70條，長度為1710.14km，公用配變1278臺，配變容量為110.13MVA。通過近年來電網的不斷建設與改造，電網已經形成了以220kV變電站為電源點，110kV、35kV為網架，城區10kV線路手拉手的供電格局，具備了較為堅強的網架結構，極大的提高了作為受端電網的受電能力。2011年電業公司售電量達到7.34億kWh，同比增長14.03%。根據2011年負荷增長情況，預計2012年電網最高負荷將達到16.2萬kW。表3-1 2011年電網主要數據指標售電量（億kWh）7.34供電可靠率（%）99.90綜合線損率（10kV及以下）（%）4.48電壓合格率（%）98.724110kV變電站（座）135kV變電站（座）16110kV線路（條）135kV線路（條）33表3-2 電業公司配電線路統計（2011年）區域10kV線路（條）開關站（座）總計用戶專線公司資產架空線路電纜線路丁莊71600開發區60600西郊41300東郊70700鄭寨50500滋鎮30300邊鎮52300于集30300會王30300顏官20200前孫30300梅鎮40400神頭40400宋家31200義渡30300東方32100南郊60600北辰60600合計77770003.2 城市中心區概況本方案選取城區中心作為建設區域，該片區位于核心地帶，北至唐城路，南抵104國道，西至陵邊路，東接東外環，面積約10.2平方公里（如圖3-2所示）。區域內有縣委、縣府、廣播局、公安局等重要政府機構；有人民醫院、中醫院、陵城鎮醫院等醫療機構；有文化藝術中心、購物中心等商貿中心；有二中、實驗中學、實驗小學等學校；有世紀家園、唐城家園、御府花都、名馨花苑等大型居民生活社區，是政治、經濟、文化、生活中心，對供電可靠性要求極高。圖3-2 城市中心建設區域地圖經過前期城網改造，該區域配電網現狀如下：（1）10kV線路一次網架結構不夠成熟，其中，架空線路主要以JKLYJ-10kV-120mm2、JKLYJ-10kV-95mm2導線為主，分支線采用JKLYJ-10kV-70mm2、JKLYJ-10kV-50mm2導線；僅2條10kV線路電纜部分采用YJV22-3120mm2電纜。（2）柱上開關無油化率100%，目前線路負荷及容量穩定，基本實現單聯絡供電，變電站采用單母線分段的接線方式，通過網架結構調整，部分線路能夠具備部分負荷轉移能力。（3）核心區域采用S9、S11及非晶合金配電變壓器，變壓器布點與負荷聯系緊密，供電半徑小，線路損耗低，網架運行經濟性較好。（4）按照城市總體規劃及電網“十二五”規劃，未來5年內將有大型社區、街道辦事處及城市道路建設，結合城市總體規劃電網也在“十二五”期間規劃了電網改造項目，區域內已規劃預留通信通道。區域內線路均為架空電纜混合線路，網架、負荷穩定，負荷性質多元化（辦公、商務、生活等多種負荷并存）。因此，在該區域進行配電自動化建設將收到良好的示范效果，并對以后的實用化推廣具有指導作用。區域內共有10kV配電線路7條， 3座35kV變電站（東郊站、南郊站、西郊站）提供電源。2011年售電量0.69億kWh，最高負荷1.87萬kW，供電可靠性（RS-3）99.922，10kV綜合線損率8.61，用戶電壓合格率99.221。表3-3 城市中心區技術指標（2011年）供電面積（km2）供電人口（萬人）售電量(億kWh)變電站數量供電可靠性（RS-3）10kV綜合線損率電纜化率架空絕緣化率用戶電壓合格率110kV35kV10.2110.690399.9228.61%2.86%65.23%99.221%3.3 一次網架現狀3.3.1 網架概述區域內配電線路總長度86.31km（含支線、分支線），全部為架空電纜混合線路，其中電纜長度2.47km，電纜化率2.86%；架空絕緣線路長度56.3km，架空絕緣化率65.23%。配電線路主要結構為架空多分段單聯絡，線路總分段數10段，平均分段數為1.43段/條，單輻射線路1條，線路干線平均長度4.32km，線路最大負載率平均值為62.71%，聯絡線路滿足N-1的比例0%。核心區域10kV配電線路的基本情況如表3-4所示。表3-4 城市核心區線路基本情況10 kV公用線路（條）線路干線平均長度（km）平均分段數（段/條）單輻射比例（%）單聯絡比例（%）多聯絡比例（%）最大負載率平均值（%）實現N-1線路數（條）74.321.4314.385.7062.7103.3.2 典型接線在城市中心區域，采用線路單輻射和單聯絡接線方式，典型接線圖如下：圖3-3 線路單輻射接線圖3-4線路單聯絡接線網架及運行情況分析：（1）區域內10kV南電線為單輻射線路，有6條架空線路為單聯絡接線方式。（2）區域內線路整體平均負載率為62.71%，線路負荷分布不均衡。單聯絡線路10kV南電線最大負載率分別為52%；單聯絡線路10kV東北線與10kV西城線，最大負載率分別為55%、83%；單聯絡線路10kV東南線與10kV南中線，最大負載率分別為82%、48%；單聯絡線路10kV東西線與10kV南農線，最大負載率分別為57%、62%，均大于單聯絡最大負載率50%的技術要求，需進行負荷轉移。（3）區域內部分線路分段偏少、聯絡點設置不合理，平均分段數明顯偏少的線路有10kV東西線、東南線、南農線、南中線、西城線；聯絡點設置不合理的線路有10kV東北、南電線。基于以上現狀，需要進一步完善和優化一次網架，以滿足配電自動化建設要求。核心區域內10kV配電線路的網架基本情況如表3-5所示。表3-5 2011年城市中心區配電線路情況統計表序號變電站名稱線路名稱線路類型（電纜/架空/混合）聯絡方式（單輻射/單聯絡/兩聯絡）聯絡線路名稱最大負載率（%）分段數量（段）1東郊站東西線混合單聯絡南農線57 02東郊站東南線混合單聯絡南中線82 03東郊站東北線混合單聯絡西城線5534南郊站南中線混合單聯絡東南線4805南郊站南農線混合單聯絡東西線62 06南郊站南電線混合單輻射52 27西郊站西城線混合單聯絡東北線8303.4 配電設備概述城市中心區內無開關站，環網柜3臺，電纜分支箱16臺，柱上開關6臺，配電變壓器444臺（公用配變152臺，用戶專變292臺）。區域內柱上開關未實施配電自動化改造，無法滿足饋線自動化要求。表3-6 城市中心區域一次設備數量統計公用配電變壓器（臺）變電站環網柜（臺）電纜分支箱（臺）柱上開關（臺）總數箱式變電站柱上變壓器配電室變壓器15258573733166表3-7 城市中心區域一次設備運行年限統計年限柱上開關環網柜電纜分支箱配電變壓器配電室變壓器0-5年0002396-10年628571511-15年0153513（1）柱上開關6臺，其中分段開關5臺，聯絡開關1臺。柱上開關主要采用真空開關，1臺聯絡開關具備電動操作機構，5臺分段開關為具備電動操作機構。（2）配電變壓器444臺，裝見容量69585kVA，主要采用S9、S11及非晶合金配電變壓器。其中公用配電變壓器152臺，裝見容量17035kVA；用戶專變292臺，裝見容量52550kVA。目前，所有配電變壓器均已安裝智能采集終端，通過GPRS公網實現運行數據的自動采集。3.5 配電通信網絡現狀1、 骨干網現狀目前，電力通信網已建成以35kV線路ADSS光纜為主的骨干光通信網，光纜芯數為8芯，傳輸制式為SDH，傳輸速率為155Mbit/s。分為東、西兩個環狀通信網，西環網絡拓撲為：縣調-東郊站-南郊站-開發區站-丁莊站-北辰站-西郊站-縣調。東環網絡拓撲為：縣調-鄭寨站-神頭站-滋鎮站-梅鎮站-宋家站-義渡站-顏官站-會王站-邊鎮站-于集站-縣調，前孫站與顏官站以鏈狀點對點連接。中心站傳輸設備采用北京華環科技有限公司H9MO-1641X型 SDH 光端機，各分站采用HPMO-LM FIT型光端機，中心站PCM采用H5型基群復用設備，分站采用H5-PCM單板型基群復用設備。圖3-5 光纜傳輸系統拓撲圖圖3-6 通信網設備組網圖2、接入網現狀電業公司配電接入網建設于2005年，與電力通訊網骨干網西部環網同期建設，利用光通訊骨干網西部環網8芯光纜中的2芯光纖，采用Omate數據光端機，形成環狀光通訊網，于12個柱上開關FTU、3臺環網柜DTU連接，隨著變電站建設和通訊容災要求 骨干網光纜芯數已不能滿足智能配網的需要。圖3-7 接入網組網圖3.6 配電自動化系統應用現狀1、系統建設概況供電公司城區配電自動化系統于2005年10月建設實施，10月投運。采用南瑞ON2000型調配一體化系統，安裝線路為：10kV東南線、10kV東北線、10kV西城線、10kV丁園線，安裝柱上真空配電開關12個，開關電源變壓器SPS（雙組）12個、配電自動化故障檢測遠方終端RTU-DA 12套，接口采用RS232數據接口，數據傳輸使用Omate數據光端機，利用雙芯光纖形成自愈環狀通訊網。2、系統實現功能a.配電SCADA（數據采集與監視控制系統）功能：實現了對實施范圍內10kV線路聯絡開關的實時監控。b.饋線自動化（FA）功能：供電網絡的拓撲分析，故障區段的判斷、自動隔離和非故障段的自動恢復供電。c.接入公司調度自動化主站系統：通過個終端的數據光端機向調度主站系統發送報文，方便調度值班人員在同一平臺內查看數據、設備運行狀態、執行操作。3、系統存在問題經過近7年的實際運行，從實際使用和維護情況來看，由于受到當時技術及開發條件的限制，系統功能已不能適應智能配網建設的需要，主要有以下幾方面問題：a.傳輸系統采用普通數據光端機，接口采用RS232數據接口，因為組網能力差，傳輸速率低，接口單一，制約了配網自動化擴展性。b.終端設備戶外運行環境惡劣，電子元器件損壞嚴重，產品存在技術缺陷，運行可靠性不高，影響饋線自動化功能的實現，更影響了配電自動化系統的穩定運行。c. 主站系統僅關注了配電SCADA和饋線自動化功能應用，沒有在PMS（生產管理系統）等系統應用的基礎上持續深化，管理功能不強，滿足不了配網生產、運行和管理的需要。建設前期受限于配網標準的不完善，信息缺乏規范性和標準性。忽視了對其它相關系統和信息的整合和關聯，尤其是GIS（地理信息系統）與SCADA之間的模型、圖形和接口等沒有切實可行的解決方案，直接導致了后期應用無法實用化。原配網自動化由于信息量少、數據不準確，系統已不用鑒于以上問題，根據國家電網公司配電自動化技術導則、配電自動化建設與改造標準化設計技術規定，原有系統已不能滿足目前配電自動化建設需求，需要新建配網自動化主站系統及配套通信網絡。3.7 配電自動化相關信息系統現狀配電自動化相關信息系統主要包括調度自動化系統、營銷管理系統、95598客服等其它系統，這些系統都已經在生產、運行以及管理中得到了良好的應用，有效提升了電業公司工作效率和精益化管理水平。但這些系統都是在不同時期，基于各自專業需求分別獨立開發的，各系統間的信息集成度不高，未實現信息和資源交互與共享，存在“信息孤島”，導致一些綜合性應用無法實現。1、調度自動化系統（EMS）電業公司調度自動化主站系統于2005年12月投入運行，采用南京南瑞集團公司生產的ON2000調配一體化主站系統，配置雙前置服務器、雙后臺服務器、2臺調度工作站、1臺監控席、2臺維護工作站；通道采用光纖232數字接口，依次傳遞至通道箱、終端服務器、交換機及前置機。系統實現了遙控監護、事故反演、語音告警、動態著色、事故保護信號推畫面、雙通道自動切換等基本功能，潮流計算、網絡拓撲、狀態估計、負荷預測等高級應用，在線修改圖、庫、表，數據庫備份與導入等維護功能。實現了對變電站實時數據采集、遠程操作、監視等功能。2、營銷管理系統山東電力集團公司統一開發建設，該系統通過構建信息高度共享、流程運轉通暢、科學規范統一的營銷管理與服務平臺，實現了營銷管理工作的精益化、專業化、集約化，具備電費、計量、業擴、用電、收費、線損等功能模塊，實現了營銷業務的全過程管理。3、95598客服系統95598客服系統由山東電力集團公司統一開發建設，接收并處理95598中心派發的信息查詢、故障報修、業擴報裝、投訴舉報、建議表揚等工單，按業務內容轉相關部門處理，并進行協調、跟蹤、督辦、反饋、監督和考核。及時報送停電信息、電網故障類信息和服務突發事件等信息。同時該系統為客戶提供業務咨詢、服務投訴等服務，同時通過多通信手段向客戶發布停電信息、電費信息等內容，為用戶提供優質的服務。4、PMS系統目前尚無PMS系統，計劃按照集團公司統一部署，提前考慮系統建設平臺，建設PMS系統，實現供電企業的日常管理功能，本期在配網自動化主站機房預留機柜和服務器位置。5、GIS系統目前尚無GIS系統，計劃按照集團公司統一部署，提前考慮系統建設平臺，通過GIS系統建立和維護設備的空間關系和拓撲關系，實現設備在地理信息圖上的可視化展現，本期在配網自動化主站機房預留機柜和服務器位置。6、電力用戶用電信息采集系統山東電力集團公司統一開發建設，電業公司服務器部署在德州供電公司，該系統集電能量信息采集、監控、負荷控制、電能量信息分析、遠程預付費決策于一體，構建了一個信息高度共享、運轉通暢、科學規范的實時數據采集與監控平臺。3.8 配電管理現狀電業公司鄉鎮電管部是配電生產的歸口管理部門，負責10kV及以下配網的安全生產、城網改造、大修技改、運行維護、生產計劃、項目審批等管理工作。相應供電所和城區兩站（城區兩站歸營銷部管理）是配電運行檢修部門，負責10kV及以下配網一次設備、配電終端的運維，由生產技術部進行專業化管理。公司調度中心是配網調度指揮部門，下設調度班，值班方式為“三值四運轉”，調度班現有人員8人（1個調度班長，1個調度副班長，6個調度員），每值有2人，在調度業務上負責電業公司調度管轄范圍內的電網設備調度管理。調度員通過調度自動化系統提供的變電站10kV出線間隔的實時信息實現對配電線路監控，通過調度自動化系統提供的配電線路單線圖指揮運行人員現場的倒閘操作。4 規劃目標4.1 整體規劃目標根據山東電力集團公司建設堅強智能電網總體發展戰略，結合電業公司城市中心區配電網實際，充分利用現有網架、設備資源，以“提高供電可靠性、改善供電質量、提升配網管理水平”為目標，本期完成城市中心區域配電自動化建設與改造，開展配電自動化主站改造，并預留實現各類應用功能之間有機整合以及與調度、用電等環節的信息互動接口，徹底解決城市中心區配網調度“盲調”問題，提升配電網管理水平，確保配網可靠、高效、靈活運行，建成具有良好開放性、互動性的小型配電自動化系統，為全面建設小康社會提供安全、可靠、清潔、優質電力保障。4.1.1 2012年規劃目標完成城市中心區域配電自動化建設與改造，可解決城區配網“盲調”問題，開展配電自動化主站系統改造，預留接口，總線及生產指揮平臺在后期工程中逐步進行建設。提升配電網管理水平，確保核心城區配網可靠、高效、靈活，實現小型配電主站運行。2012年建設區域：北至唐城路，南抵104國道，西至陵邊路，東接東外環，改造7條線路，新增3條線路用于網架調整，重點保障政府機關、醫療衛生部門、文化場館、中心商業區等重要用戶用電，提高供電可靠性，實現配電自動化。4.1.2 預期效果通過城市中心區域配電自動化建設，優化改造配電一次網架，改造小型配電自動化主站，后期工程中逐步實現各核心業務系統信息互動化應用，為配網管理提供了有力的技術、數據支持，最終實現營配調信息交互一體化運行管理模式。4.1.3 工程實施前后配網對比本項目建成后，主要經濟技術指標對比如表4-1。表4-1 城市中心區域主要經濟技術指標預期指標現狀預期成效供電可靠性（RS-3）99.922%99.99%用戶電壓合格率99.221%99.65%10kV綜合線損率8.614.03%滿足“N-1”線路比例0%100%開關站“三遙”比例00環網柜“三遙”比例0100%電纜分支箱“一遙/二遙”比例00分段、聯絡開關“三遙”比例0100%用戶分界開關“二遙”比例0100%柱上變壓器“二遙”比例100%100%配電終端覆蓋率100%100%（1）提高供電可靠性通過饋線自動化的實施，大幅度減少非故障線段供電恢復時間及故障查找時間，通過在用戶產權線路應用分界開關，確保用戶故障不影響配網線路運行。通過合理調整線路分段，減少停電范圍；通過實施配電設備狀態檢修，科學制定線路檢修計劃，預計停電工作可減少60%，預計城市中心區域的供電可靠性（RS-3）將從99.922%提高到99.99%。（2）減少綜合線損，提高電壓合格率通過一次網架優化和改造，增大線路線徑，縮短線路供電半徑，通過配電自動化信息的實時監測，合理調整負荷側設備的運行方式，優化配電線路負荷，實現配電網經濟運行，減少線路理論線損，提高了電壓合格率。（3）優化一次網架，實現配電自動化通過一次網架優化和改造，實施區域配電網線路應滿足供電安全N-1準則要求，形成以“二遙”、“三遙”為主的配電自動化模式。4.2 一次網架和設備規劃目標建設堅強配電網架，實現配電網安全、可靠、優化、經濟運行，具有較強的靈活性和適應性。（1）目標網架正常供電方式下滿足“N-1”準則，重要用戶滿足“N-2”要求。單聯絡、兩聯絡、三聯絡線路最大負荷分別控制在額定容量的50%、67%、75%以下，實現線路經濟運行和負荷相互轉供。（2）線路采用多分段、適度聯絡的接線方式。每個分段宜與其它線路設一處聯絡，末端分段一般與異站線路建立聯絡，每段負荷盡量均衡并留有裕度。（3）對現有一次設備按照配電自動化要求并結合設備現狀進行改造，根據功能定位合理選擇不同的配電自動化實現方式，形成以“二遙”、“三遙”組成的多樣化的配電自動化模式。（4）新建配網項目應該按照目標網架要求，在設計之初就按具備配電自動化“三遙”功能進行考慮，在建設時同步建成。目標網架典型接線方式如下：圖4-1 電纜線路單聯絡接線圖4-2電纜線路兩聯絡接線圖4-3電纜線路三聯絡接線4.3 配電自動化主站系統規劃目標配電自動化主站系統以面向配電調度和生產指揮為應用主體進行建設，實現對配電網的監視和控制，滿足與相關應用系統的信息交互、共享和綜合應用需求。滿足未來10年城區配電網發展規模及接入信息量需求，按照小型配電自動化主站系統規劃建設。根據電業公司配電網“十二五”規劃，預計配電網接入信息量5.1萬。配電自動化主站系統分兩期建設，本期重點完成配電SCADA、饋線自動化等配電自動化基本功能建設，遠期是在基本功能完備的基礎上，重點完成主站系統擴展功能應用、信息交互、配電仿真、智能化應用等高級分析功能建設。根據配電自動化建設與改造標準化設計技術規定中的相關規定，結合電業公司配電網“十二五”規劃，本期建設目標為：（1）建成小型配電自動化主站系統，完成核心區域配電網實時信息全覆蓋，初步解決配網調度“盲調”問題。（2）實現完整的配電SCADA功能和饋線自動化功能，能夠通過主站和終端的配合，實現故障檢測、故障區段的快速切除與非故障區段快速恢復供電。（3）主站系統預留接口，遠期通過配電自動化信息交互總線，實現與今后的GIS系統、PMS系統的互聯。4.4 饋線自動化規劃目標突出先進性、兼容性、可靠性、實用性的建設原則，構建快速復電響應機制，通過線路饋線自動化、用戶故障分界自隔離模式，實現配電網的快速復電業務閉環，縮短停電時間、減小停電范圍，提高供電可靠性的規劃目標。建設目標：配電線路采用“集中型”的饋線自動化模式，主要支線、分支線和易發生故障用戶側采用分界開關自隔離模式，實現配電故障快速處理和隔離。4.5 配電終端規劃目標（1）柱上自動化分段開關采用饋線終端（FTU）實現“三遙”功能，用戶分界開關實現“二遙”功能。（2）處于自動化分段、聯絡位置的環網柜采用站所終端（DTU），實現“三遙”功能。（3）配電變壓器通過現有智能采集終端，實現“二遙”功能。（4）不具備配電終端裝設條件的設備，安裝帶通信功能的故障指示器實現“二遙”功能。4.6 配電通信網絡規劃目標配電通信建設以滿足配用電信息交互的可靠性、安全性、實時性為目的，以滿足智能配用電需求和今后擴展應用為遠期發展目標，采用經濟合理、先進成熟的通信技術，最終建成配電自動化GPRS通信網絡，覆蓋集中型饋線自動化分段、聯絡開關和分界開關。4.7 配網調控一體化規劃目標單獨成立配網調度，通過配電自動化主站系統，監控配電自動化系統的運行，梳理配網運行監控、配電倒閘操作、事故處理、設備停電等操作的業務處理流程，優化配網運行、檢修、搶修等環節的業務配合流程，形成配網調度、生產、運行以及用電營銷等環節的業務閉環管理流程。制定和完善智能配網運行、管理的調控一體化規章制度，明確組織架構與崗位分工，做到技術手段支撐與管理模式創新相結合，初步構建滿足智能配電網要求的技術支撐體系和管理體系。5 建設方案5.1 一次網架線路改造5.1.1 改造原則依據“十二五”規劃對城市中心區域的規劃和城市中心環境要求，按照目標網架要求，配電線路正常供電方式下應能滿足“N-1”準則，在增加電源點和接帶負荷時，網架的主要結構保持不變；配電線路負荷分布均衡，聯絡和分段方式達到最優。按照以下原則改造：（1）不滿足“N-1”要求的線路，要充分利用現有設備資源進行網架調整，通過完善與其它線路的聯絡，形成單聯絡、兩聯絡或者三聯絡接線。聯絡線路電源點優先取自不同變電站，特殊情況下可來自同一變電站的不同分段母線。（2）主干線設13個自動化分段，將線路分成24段，每段負荷盡量均衡。對負荷分布不均勻、分段點設置不夠、聯絡點設置不合理的環網線路進行優化，形成多分段、適度聯絡。用戶數量較少的線路不再分段，可完善聯絡。（3）對無法實現“三遙”功能的一般節點開關設備，予以拆除并調整到城市中心區以外其它線路，確保實現城市中心區停電范圍小區間化管理。5.1.2 網架優化改造方案（1）為完善城市中心區域線路聯絡不完備問題，在35kV東郊站新配出10kV東電線，與35kV南郊站出線的10kV南電線進行聯絡，解決10kV南電線是單輻射線路的問題。（2）在城市中心區域，為方便各線路的負荷轉接、均衡負荷，在中心區域加裝環網柜實現重點區域有多個電源供電，增加供電的靈活性和可靠性。新增兩條10kV線路（東方站#1線、東方站#2線）與10kV東北線聯絡也可與10KV南農線聯絡；10kV西城線與10kV東北線聯絡，也可與10KV南農線聯絡；10kV南農線與10kV東西線聯絡，也可與10kV南中線聯絡； 10kV南中線與10kV東南線聯絡，也可與10kV南電線聯絡；10kV東北線與10kV西城線聯絡，也可與10kV東西線聯絡；10kV東南線與10kV南中線聯絡，也可與10kV南電線聯絡；10kV東電線與10kV南電線聯絡，也可與10kV東南線聯絡。此次調整供電區域，合理分配負荷，在主干線新增分段開關和環網柜，解決線路分段數不夠、供電半徑過長的問題，使線路滿足饋線自動化分段要求。通過以上線路負荷區域調整，城網形成“區域供電清晰，縱橫聯絡互供”的供電模式。在城市中心區內，110kV東方站主要接帶唐城路以北區域負荷，35kV西郊站主要接帶顏城街以西，中興路以北區域等負荷，35kV南郊站主要接帶中興路以南，顏城街以西、政府街和南環路交叉以西區域的負荷，35kV東郊站主要接帶顏城街以東的負荷。城區負荷分配更加趨于合理，線路網架聯絡得到進一步加強。1、典型網架優化方案根據一次網架改造原則，通過新建配電線路（10kV東電線）對核心區域內負荷超過50%的10kV東南線進行線路優化。優化前后負荷對比情況見表5-1所示。改造前狀態：根據2011年度負荷統計情況，10kV東南線最大負荷率82%，難以實現負荷轉供。改造后狀態：由35kV東郊站新配出10kV東電線接帶10kV東南線部分負荷，調整10kV東南線的供電區域，形成10kV東南線與10kV南中線的聯絡，同時又和新配出的10kV東電線聯絡。10kV東南線、東電線的負荷率均控制在40%以下，滿足饋線自動化負荷轉供要求。表5-1 網架結構調整前后線路負荷對比負荷率東南線東電線改造前82%0改造后42%42%2、典型線路優化方案對于平均分段偏少、分段點設置不合理的線路進行合理調整。10kV南中線線路長度、裝見容量及分段情況改造前后對比情況見表5-2所示。改造前狀態：通過線路現狀分析，10kV南中線為單聯絡不分段線路。改造后狀態：據負荷分布情況，按照“等分、留有裕度”的原則，將單聯絡線路改為兩聯絡接線方式，適當增加線路分段。與35kV東郊站出線的10kV東南線和新配出的10kV東電線形成三分段兩聯絡線路。表5-2 線路改造前后分段情況線路名稱主干線路長度（km）分段情況聯絡線路改造情況10kV南中線2.3單聯絡無分段10kV東南線改造前10kV南中線2.3三分段兩聯絡10kV東南線、10kV東電線改造后3、城市中心區網絡優化比較工程建設區域改造前后聯絡接線圖詳見附件3。表5-3 中心區網架調整改造工程規模統計序號線路名稱架設架空線路（千米）敷設電纜線路（千米）裝設電纜分接箱（臺）裝設環網柜（臺）裝設分界開關（臺）裝設分段開關（臺）備注110kV西城線1.870.21121 210kV南農線0.680.33122 310kV南中線1.50.21212 410kV南電線0.211 510kV東北線3.10.2222 610kV東西線1.20.2232 710kV東南線0.2232 810kV東電線0.211東郊站新配出9110kV東方站#1線30.21東方站新配出10110kV東方站#2線3.050.21東方站新配出合計 14.42.19141111 5.2 配電自動化主站建設5.2.1 建設原則配電自動化主站應構建在標準、通用的軟硬件基礎平臺上，具備安全、可靠、可用和可擴展性，根據地區的配電網規模、實際需求和配電自動化的應用等基礎情況，配電自動化主站按小型主站規模選取，按集成型主站建設，系統建設應遵循以下技術原則：1、標準性（1）遵循相關國際和國內標準，包括軟硬件平臺、通信協議、數據庫以及應用程序接口等標準。（2）系統適應山東配電網統一設備命名和編碼的需求。（3）系統遵循IEC61970和IEC61968標準，并支持M語言、E語言以及G語言的數據導入、導出。（4）系統平臺所有接口采用標準化設計，方便第三方廠家在此平臺的開發和功能集成。2、可靠性（1）系統提供保證數據安全的措施，重要的設備、軟件功能和數據應具有冗余備份，任何冗余服務器切換時保證信息不丟失，并為系統故障的隔離和排除提供快捷的技術手段。（2）系統的重要單元或單元的重要部件為冗余配置，保證整個系統功能的可用性不受單個故障的影響。（3）系統能夠隔離故障，切除故障，不影響其它各節點的正常運行，并保證故障恢復過程快速而平穩。（4）系統所選的硬件設備符合現代工業標準，在國內計算機領域占主流的標準產品，所有設備具有可靠的質量保證和完善的售后服務保證。（5）系統軟件開發遵循軟件工程的方法，經過充分測試，程序運行穩定可靠，選擇可靠和安全的系統軟件版本作為系統軟件平臺。（6）系統具有方便可靠的備份與恢復手段。3、通用性（1）系統具有開放系統的體系結構，符合POSIX100標準和IEC61970信息模型與API（應用程序編程接口）接口標準，保證與相關系統的互聯、互通、互操作，能實現第三方應用軟件的方便接入。數據庫應基于CIM（公共信息模型）模型或建立系統內模型和CIM之間的映射關系。（2）系統遵循國際標準，滿足開放性要求，選用通用的或者標準化的軟硬件產品，包括計算機產品、網絡設備、操作系統、網絡協議、商用數據庫等均遵循國際標準和電力工業標準。（3）系統采用開放式體系結構，提供開放式環境，能支持多種硬件平臺，支撐平臺應采用國際標準開發，所有功能模塊之間的接口標準應統一，支持用戶應用軟件程序的開發，保證能和其它系統互聯和集成一體，或者很方便的實現與其它系統間的接口。4、擴展性（1）系統容量可擴充，可在線增加配電終端、量測點數、采樣歷史數據等。（2）系統節點可擴充，可在線增加服務器和工作站等節點，滿足配網分布式數據采集以及分區域監控等需求。（3）系統功能可擴充，可在線增加新的軟件功能模塊，包括集成第三方系統的應用服務，滿足配電網監控與運行管理業務不斷發展的要求。5、安全性系統安全必須滿足電監安全 2006 34號電力二次系統安全防護總體方案和國家電網調 2011 168號關于加強配電網自動化系統安全防護工作的通知的有關規定。6、可用性根據公司具體情況選擇合適的功能來建設，使用戶能夠很好的使用系統功能。7、可維護性系統具備較高可維護性，包括硬件系統、軟件系統、運行參數三個方面，主要表現在：（1）系統所選設備應符合現代國際標準、工業標準的通用產品，便于維護。（2）系統具備圖模庫一體化技術，方便系統維護人員畫圖、建模、建庫，保證三者數據的同步性和一致性。（3）在數據庫、畫面、進程管理、多機通信等方面提供API功能，支持第三方軟件開發。對公用程序及函數提供接口調用說明。對用戶提供全部系統編譯、鏈接的工具，以保證在軟件修改和新模塊增加時用戶能獨立生成可運行的完整系統。（4）系統具備簡便、易用的維護診斷工具，使系統維護人員可以迅速、準確的確定異常和故障發生的位置和發生的原因。5.2.2 系統架構根據山東電力集團公司縣域配電自動化建設技術規范和配電網的實際情況，配電自動化系統采用“主站+配電終端”的兩層結構，系統軟件結構設計采用分層、分布式架構模式，遵從全開放式系統解決方案。配電自動化系統架構如圖5-1所示。圖5-1 配電自動化系統架構示意圖配電自動化主站主要功能由配電SCADA和饋線自動化構成。實現設備數據采集、狀態監視、遠方控制、事件順序記錄、饋線故障處理、數據統計、報表生成等功能。軟件結構設計面向配電網需求，以實現配電網能量流、信息流、業務流的雙向運作與高度整合為目標，充分考慮系統的功能、容量的擴展。系統按操作系統層、應用支撐層、應用層等分層式設計，主站系統軟件結構如圖5-2所示。圖5-2 配電自動化主站軟件結構圖系統硬件采用國際上通用的、標準的、先進的和適合自身系統的設備，關鍵設備配置雙路獨立電源，滿足性能穩定、維護方便和靈活可擴展的要求。系統網絡結構采用分布式開放局域網交換技術，雙重冗余配置，由1000M主干局域網交換機及工作組交換機的二層結構組成。SCADA服務器、歷史數據服務器等直接接入主干網、前置數據采集服務器分別接入主干網、數據采集網，公網數據采集服務器通過正反向物理隔離與主干網相連，兩類數據采集服務器共同構成數據采集子系統；WEB服務器等接入III區交換機，WEB服務器、III區交換機、物理隔離構成對外信息交換的途徑，形成WEB子系統。圖5-3 配電自動化主站硬件結構圖5.2.3 系統功能5.2.3.1 應用支撐平臺功能系統應用支撐平臺作為運行基礎，為應用層軟件提供一個統一、標準、容錯、高可用率的運行環境，提供標準的用戶開發環境。主要包括以下功能：1、操作系統操作系統能夠提供實時的、多任務的和多用戶的運行環境，并能有效地利用CPU及外設資源。提供高優先級過程可以中斷低優先級過程的機制，能夠監視高分辨率時鐘和定時喚醒相應的進程，能夠響應和處理各種硬件和軟件的中斷請求，并能夠自動安排其優先級。2、集成平臺集成平臺基于已成熟的行業技術標準，在異構分布環境（操作系統、網絡、數據庫）下提供透明、一致的信息訪問和交互手段，對其上運行的應用進行管理，為應用提供服務，并支持電力控制中心環境下應用系統的集成。集成平臺提供統一的共享數據機制和設施，支持應用間協同工作，提供二次開發的框架。（1）中間件系統采用基本中間件、圖形中間件技術，有效屏蔽異構系統的差別，提供統一的訪問接口，滿足各種不同操作系統平臺運行需求。（2）關系數據庫軟件存儲電網靜態模型及相關設備參數。（3）實時數據庫專門用來提供高效的實時數據存取，實現系統的監視、控制和電網分析。3、系統運行管理系統提供分布式的系統運行管理功能，實現對整個系統中的設備、應用功能及權限等進行分布化管理和控制，以維護系統的完整性和可用性，提高系統運行效率。（1）節點狀態監視，動態監視服務器CPU 負載率、內存使用率、網絡流量和硬盤剩余空間等信息；（2）軟硬件功能管理，對整個主站系統中硬件設備、軟件功能的運行狀態等進行管理；（3）狀態異常報警，對于硬件設備或軟件功能運行異常的節點進行報警；（4）在線、離線診斷測試工具，提供完整的在線和離線診斷測試手段，以維護系統的完整性和可用性，提高系統運行效率；（5）提供冗余管理、應用管理、網絡管理等功能。4、數據庫管理（1）數據庫維護工具具有完善的交互式環境的數據庫錄入、維護、檢索工具和良好的用戶界面，可進行數據庫刪除、清零、拷貝、備份、恢復、擴容等操作，并完備的數據修改日志。（2）數據庫同步具備全網數據同步功能，任一元件參數在整個系統中只輸入一次，數據和備份數據保持一致。（3）多數據集可以建立多種數據集，用于各種場景如訓練、測試、計算等。（4）離線文件保存支持將在線數據庫保存為離線的文件和將離線的文件轉化為在線數據庫的功能。（5）具備可恢復性，主站系統故障消失后，數據庫能夠迅速恢復到故障前的狀態。（6）帶時標的實時數據處理，在全系統能夠統一對時及規約支持的前提下，可以利用數采裝置的時標而非主站時標來標識每一個變化的遙測和遙信，更加準確地反映現場的實際變化。5、數據備份與恢復系統提供數據的安全備份和恢復機制，保證數據的完整性和可恢復性。（1）全數據備份能將數據庫中所有信息備份。（2）模型數據備份能單獨指定所需的模型數據進行備份。（3）歷史數據備份能指定時間段對歷史采樣數據進行備份。（4）設定自動備份周期，對數據庫進行自動備份。（5）全庫恢復能依據全數據庫備份文件進