智能配网自动化专业系统设计.docx

智能配网自动化系统总体方案设计摘要现在，城市内现有配电网已经无法满足经济增加需要，既不能适应分布式电源大量接入，也不能满足大家对高供电可靠性需求。所以，建设结构完善、技术领先、高效互动、灵活可靠智能配电网是电网企业急需战略布署。本文依靠某城市智能配电网建设改造工程，对城区智能配电网计划和建设进行了系统地研究。本文经过分析关键区配电网发展现实状况及存在问题，有针对性地提出了关键区智能配电网计划目标、建设和改造标准，关键从网架优化、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具体方案设计。关键词:智能电网，配电网，计划和建设，配网自动化系统目录摘要I第一章 绪论11.1引言11.2选题背景和意义11.3中国外智能电网技术研究现实状况21.4智能配电网特征21.5本文研究内容31.6本章内容小结3第二章 中心城区配电网现实状况分析42.1 关键区配电网基础情况42.2 网架和设备现实状况42.2.1网架现实状况42.2.2线路负载62.2.3 配网设备现实状况62.3配电自动化系统应用现实状况72.3.1概况72.3.2配网自动化主站系统82.3.3配电子站和终端82.4配电通信系统现实状况92.5信息系统应用现实状况102.6存在问题112. 7本章小结12第三章 关键区智能配电网建设计划目标123.1 整体计划目标123.2 一次网架和设备计划目标133.2.1 一次网架计划133.2.2 配网设备计划133.2.3网架和设备建设和改造标准143.3配电自动化系统计划143.3.1配电主站计划153.3.2配电主站建设和改造标准163.3.3配电子站和终端计划163.4配网信息系统173.4.1数据交互标准173.4.2信息交互总线架构183.4.2信息交换总线软硬件结构：193.5配电通信系统计划213.5.1通信方法计划213.5.2配电网通信系统建设方案223.5.3通信系统配置243.6分布式电源接入计划253.6.1分布式电源接入方案263.6.2分布式发电优势283.7本章小结28第四章、建设和改造后效益分析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31参考文件：31第一章 绪论1.1引言多年来，伴随科技发展，“智能电网”概念应运而生，智能配电网是智能电网关键组成部分。一个真正智能配电网，能够满足大量分布式电源以“即插即用”方法接入，能面对最广大电力用户，和用户实现信息和业务互动。中心城区配电网负荷很关键，而且用户密集，建设中心城区智能配电网含有重大意义。本章从中国国家电网企业建设坚强智能电网计划角度出发，叙述了本课题提出背景，概述了本文研究内容。1.2选题背景和意义伴随经济发展和国民生活水平不停提升，用户对供电质量和可靠性要求也随之提升。尤其是进入二十一世纪后，资源紧缺和环境污染等问题使大家开始重视电能在节能减排方面巨大潜力，电是一个清洁能源，以电代煤，以电代油，电从远方来，对于缓解华北地域雾霾天气和环境污染问题，建设节省型社会将会有重大贡献。同时，以来，美加814大停电、莫斯科大停电、中国南方冰冻灾难大停电等事故均暴露出传统电网在调度和控制能力上不足。为此，中国外电力教授开始提出“智能电网”概念，并在近两年成为全球电力行业研究和探讨热点。智能电网出现，使得配电网出现了新内容。智能配电网是以配电网及其相关设备为中心，将优异自动化控制技术、信息通信技术和现代管理手段引入设计、施工、运行、维护等步骤，以实现延长设备资产全寿命周期，提升设备利用率，降低配电网建设投资，最终实现提升供电可靠性和向用户提供优质电能目标。 智能配电网将使配电网从传统卖方主导、单向供电、人工管理运行模式向用户参与、时尚双向流动、高度自动化方向转变。伴随中国智能配电网建设不停深入，后期将产生显著经济效益和社会效益。1.3中国外智能电网技术研究现实状况欧美将智能电网研究关键放在配电网，这是因为输电网在电网发展中受重视程度较高，技术发展相对成熟，而配电网是和用户直接关联，也是分布式能源和电动汽车直接接入点，所以发展需求和潜力极大。大力发展配电技术系统，对提升用户供电能力和服务水平、确保供电质量、节能减排，促进技术发展和拉动经济意义重大。美国埃克希尔能源企业(Xcel )在科罗拉多州波尔得市建成第一座“智能电网城市”。包含创建一个为整个配电网提供实时高速双向通信通信网络，优化性能智能变电站，可应用户邀请安装可编程居家控制装置和全方面自动化居家能源使用所必需系统及基础设备，支持易于调度分布式发电技术。10月，中国华东电网企业正式开启了智能电网可行性研究项目，并计划了从至2030年“三步走”战略。4月24日，国家电网企业总经理刘振亚访美，和美国能源部长朱棣文相晤，并在华盛顿发演出讲称:“中国国家电网企业正在全方面建设以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展坚强屯网为基础，以信息化、数字化、自动化、互动化为特征自主创新、国际领先坚强智能电网”。从开始，北京、杭州、厦门、银川等城市作为国家电网企业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，包含建设配电自动化系统、智能信息交互平台、智能分布式电源接入和控制研究、配网调度监控一体化、用电信息系统完善和丰富。另外在嘉兴海盐，已经开始了智能小区试点，采取了光纤到户形式，完善了用户互动技术支持平台。1.4智能配电网特征综合利用优异自动化技术、通信技术、信息技术和现代化管理方法和理念，实现配网设备利用率提升、供电可靠性和电能质量提升、电网抗干扰和抵御外力破坏能力提升。伴随科技发展，智能配电网定义和内容也在不停完善和发展。1)更高安全性 。能够有效抵御自然灾难和外力破坏影响。2)自愈能力。能够立即检测出已发生或正在发生故障并进行对应纠正性操作, 使其不影响用户正常供电或将其影响降至最小。自愈关键是处理“供电不间断”问题 , 包含故障重合闸等引发瞬间断电。3)更高电能质量 。提供电压有效值和波形符适用户要求电能 。4)支持 DER大量接入。不再像传统电网只能被动地硬性限制 DER接入点和容量,而是从有利于可再生能源发电足额上网 、提升运行效率、节省整体投资出发 ,主动接入 DER并发挥其作用。5)支持和用户互动。一是应用智能电表 ,实施动态实时电价, 让用户自行选择用电时段;二是许可用户拥有 DER(包含电动车等)向电网送电 。6)更高资产利用率。经过完善实时监控,提升系统容量利用率, 降低一次设备投资达成所谓“电子换钢铁”投资效果;经过优化时尚分布 ,降低线损, 提升运行效率 。在线监测并诊疗设备运行状态,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 。实时采集配电网及其设备运行数据和电能质量 、故障停电等数据,为运行人员提供高级电网监控界面 ,克服现在 “盲管”现象 。8)配电管理和用电管理信息化 。将配电网实时运行和离线管理数据高度融合 、深度集成,实现设备管理 、检修管理、停电管理和用电管理信息化 。1.5本文研究内容本文依据某地域智能配电网计划和建设要求，对其关键区网架及设备、配电自动化、配电通信系统及分布式电源等方面进行研究，关键研究内容以下： 1.着重研究了该区域网架结构现实状况、用户负荷情况、设备运行情况、配电自动化系统基础条件、配电通信概况等，为智能配网计划奠定基础； 2.提出智能配电网计划要求，提出了电网经济技术指标具体量化要求，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计划和建设标准；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具体建设方案；4.分析智能配电网建设工程运行效果、产生管理效益、经济效益和社会效益。1.6本章内容小结本章叙述了本课题背景、智能电网研究现实状况和本课题研究意义、研究内容。本文以国家电网企业坚强智能电网配电步骤试点配电自动化建设工程为依据，经过对本项目标计划和建设研究，得出城市智能配电网计划和建设研究结果。第二章 中心城区配电网现实状况分析2.1 关键区配电网基础情况 依据某城区配电网现实状况，结合城市发展计划，经过认真讨论研究，选择建设改造区域在市中心繁荣地带，截至12月，建设改造区域内有工业用户 29户，通常工商业用户5269户，居民用户11.2万户。该区域电源布点已基础完成，网架结构趋于稳定。2.2 网架和设备现实状况2.2.1网架现实状况（一）关键区110千伏及以上电网现实状况1.网架结构该关键区内现有110千伏站2座，分别为站3、站5，主变容量21.3万千伏安。关键区东北和北部有2座220千伏变电站，分别是站2、站4；区域周围分别有站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，能够满足10kV线路“N-1”百分比。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 年最大负荷325兆瓦。表 2-1 关键区 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%，剩下间隔34个。表 2-2 关键区 年变电站出线间隔情况统计表4.分析总结包含关键区两座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，其它五座变电站均为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现在在合理范围内、负荷分配均匀，不存在局部变电站重载情况。（二） 关键区10千伏电网现实状况1配网网架结构建设改造区内10千伏公用配电线路累计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”线路51条，占79.7%，62条线路实现互联，互联率为96.9%。表 2-3 关键区配网混合线路网络结构统计表表 2-4 关键区配网电缆网络结构统计表2.2.2线路负载作为政治、经济、文化中心区内聚集了众多关键用户,这些用户对供电可靠性要求较高,所以对10KV线路负载率全部应满足N-1要求。详见表2-5:表2-52.2.3 配网设备现实状况关键区内共有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。其中存在安全隐患破旧设备有柱上开关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10kV出线开关均为断路器，带二段式过流保护，架空线路配有重合闸。环网柜开关基础为负荷开关，不能切断故障电流，部分分支线开关采取“负荷开关加熔断器”组合。架空线路主干线路上安装开关分为负荷开关和断路器两种；架空线分支线开关采取断路器或跌落熔断器。正常情况下，全部线路均采取环网接线、开环运行方法。除变电站出线开关外，全部10kV开关均由现场工作人员手动操作。10kV线路保护关键由变电站出线开关提供，含架空线线路投入重合闸，当架空分支线内发生故障时，分支线开关和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。配网接地方法为经消弧线圈接地或不接地。2.3配电自动化系统应用现实状况2.3.1概况供电企业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，通信方案采取优异成熟EPON技术，建成了全方面遵照IEC61970/61968国际标准配电自动化系统，实现配网自动化相关功效应用。配电自动化系统整体架构以下图所表示:图2-1 配电自动化系统结构图2.3.2配网自动化主站系统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，组成完整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监测、保护、控制和管理。 对于新能源中多种接入配电网分布式电源，配电自动化主站系统能够提供分布式电源接入和运行控制模块，实现对分布式电源进行运行监测和控制功效。对分布式电源运行情况、运行数据动态监视，控制分布式电源功率调整控制设备、电源并网点无功赔偿设备及并网断路器。图2-2 主站结构配置图 2.3.3配电子站和终端 配电子站关键为配网监控层，完成配网自动化和故障管理等功效，它含有承上启下作用。对下，负责基础屡设备管理；对上，负责和中心层上传数据，同时接收中心层系统命令。通常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关键，通常以“二遥”、 “三遥”终端为主。其中“二遥”终端关键指可满足电流遥测、故障信息上报功效要求终端。实际设计过程中对于开关部分无需引入电动操作机构。但终端若有当地保护功效，此时需配置电动操作机构。终端功效实现既可引入 GPRS 方法，也可将无线专网应用其中。而对于“三遥”终端，该终端在表现故障信息上报功效基础上，也要求将遥控、遥信和遥测功效融入，且需使电动操作机构设置在控制开关上。和“二遥”终端不一样，该终端在非对称加密中，通常经过光纤通道应用实现。2.4配电通信系统现实状况供电企业在配网自动化改造工程中完成12条10kV线路通信改造，全部采取光纤通信和无线公网通信相结合通信技术，组网方案选择优异成熟EPON技术，安装光线路终端设备(OLT，最终将各配电终端采集信息经过ONU聚集到各子站OLT，以后统一上传至主站调度数据网。图2-3 配电通信网络拓扑结构示意图现在,配电通信系统关键采取光纤及无线公网技术。环网单元经过光纤方法建立了“配电终端一子站主站”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”上传。对于无线公网接入，国家电网企业相关文件要求必需经过安全接入平台统一接入，配电自动化系统终端接入必需开启长连接确保业务数据传送，所以对于智能配电自动化系统海量终端接入存在较大技术难题。2.5信息系统应用现实状况供电企业配电生产相关信息系统包含生产管理系统(PMS)、电网GIS系统、营销业务系统、电能量信息采集系统，这些系统全部己经在生产、运行和管理中得到了良好应用。不过各系统间信息集成度不高，信息和资源交互性较弱，存在“信息孤岛”，造成部分综合性应用无法实现。1.配电PMS及电网GIS系统经过数据搜集、核实、录入等等扎实有效系统建设工作，配电PMS于12月份经过国网企业实用化验收，电网GIS系统于9月投入运行。经过电网GIS系统，可全方面正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。能实现电网设备空间及空间属性查询定位和统计、进行空间数据处理和导入、图形编辑、属性维护、供电范围分析、电源点追溯，和依据地理接线图自动生成配网单线图等功效。GIS系统经过数据接口向配电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，工程八大业务应用关键组成部分。营销业务应用系统包含“用户服务和用户关系管理”、“电费管理、“电能计量及信息采集管理”和“市场和需求侧管理”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。电力营销业务经过各领域具体业务分工协作，为电力用户提供各类服务，完成多种业务处理，为供电企业管理、经营和决议提供支持;同时，经过营销业务和其它业务有序协作，提升整个电网企业信息资源共享度。总体功效结构如2-4图所表示。图2-4 营销管理系统总体功效结构图2.6存在问题1.一次网架不够坚强(1)、部分10kV线路高峰期间重载严重，经过统计分析，关键区内共有9条线路负载率超出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，关键为电缆沟进水、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、配电室因为投运较早，设备类型不满足安装电动机构条件，无法实现遥控功效。2.配电自动化设备覆盖率和实用化程度不高(1)、配电自动化设备覆盖率较低，只有部分区域配网线路实现自动化功效，不成规模，距离智能配网建设所需全景配网实时运行信息差距较大；(2)、因为管理制度不够完善、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，现在已经建成配电通信网仅包含3座变电站12条10kV线路，自动化覆盖率仅有5.71%、离智能配网建设所需全景配网实时运行差距较大；（2）、城区现有配电通信系统“三遥”实现手段单一，仅有光纤通信方法，无线公网通信方法只能满足“两遥”通信，这对接入网因地制宜、综合采取多个通信方法要求有差距；(3)、管孔内光缆和站点内尾纤被小动物破坏情况比较严重；(4)、未建立统一配电通信设备监控和管理系统，ONU, OLT及光缆均不能实现主站集中监控管理，运行维护人员无法立即了解配电通信系统运行状态；4.信息系统集成应用存在问题各系统间信息集成度不高，信息和资源交互性较弱，存在“信息孤岛”，造成部分综合性应用无法实现。2. 7本章小结本章关键研究了配电网现实状况，并分析了存在问题，提出建设智能配电网一定要有良好硬件及软件基础。首先，配电网网架和设备必需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，满足自动化实现方法需要。其次，配网信息系统必需含有一定智能配网建设基础。尤其是GIS(地理信息系统)，因为以后智能配网基础数据均起源于现有信息系统。最终，优良配电通信系统是智能配网建设关键。通信系统好比是实现智能配网“神经网络”，“头脑”和“四肢”再发达，没有神经网络支持，系统仍然瘫痪。第三章 关键区智能配电网建设计划目标3.1 整体计划目标本项目标总体目标是经过优化城市关键区配电网网架结构、破旧设备改造、结合配电自动化建设，建成对智能配电网建设含有示范意义、以配电网调度和配电网抢修指挥为应用主体集成型配电自动化系统，经过建设功效完善配电通信网，实现对配电网开关设备远方监测控制及配电SCADA功效；实现配电网在线信息集中采集，实现配电网馈线自动化功效；结合光纤到户项目，建设能够实现和用户互动智能型通信系统和数据信息平台；分阶段逐步建设含有信息化、自动化、互动化特征智能配电网。3.2 一次网架和设备计划目标3.2.1 一次网架计划1完善网架结构，目标网架满足安全、可靠、经济运行要求，含有较强灵活性和适应性，满足城市用户电力需要。2关键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，经过建设改造实现架空线路间联络率达成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，同时结适用户用电性质、用电负荷、电网发展需要，逐步采取双放射、双环网供电方法。4经过完善电网结构，实现变电站间负荷转供率达成70，其中关键负荷转供率达成100。3.2.2 配网设备计划1优先采取免维护或少维护、操作简单，运行可靠，技术优异，符合国际、国家或行业技术标准优质产品。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效开关设备还应含有电动操作机构。3城市配网开关优先选择全密封、免维护无油化真空开关，柱上开关应选择操作机构和开关本体一体化、SF6为外绝缘类型设备。环网开关应选择选择铠装、全密封、可扩展设备，受条件限制时可采取SF6气体或固体绝缘开关柜。4对于以断路器为主开闭站、配电室、户外箱式开闭所，需配置保护测控合一综合自动化装置或远动装置。对于以负荷开关为主配电室、箱式开闭所，负荷开关应含有电动操作机构，而且配置满足测量要求CT。3.2.3网架和设备建设和改造标准网架及设备改造遵照“立足现实状况、因地制宜、统筹计划”总体标准,不单独为配电自动化建设而进行大规模网架及设备改造。网架及设备建设和改造遵照以下标准:1）、遵照相关标准,结合当地电网实际；2）、网架结构清楚可靠,在满足用户供电要求情况下,将部分复杂接线方法进行优改造；主干线采取环网接线,开环运行,荷转供要求将部分复杂多联络,导线和设备满足负；3）、每条线路总负荷不宜过大,每段线路间负荷均匀,正常供电方法下能满足N-1准则；4）、设备改造立足现实状况,满足配电自动化建设需要；5）、“三遥”改造关键针对全部站点进线开关、柱上调度开关及部分出线开关,“二遥”改造关键针对站点及站点部分出线开关；“一遥”改造关键针对暂不安装DTU环网单元、配电室,采取加装故障指示仪实现对故障判定分析；6）、以配电子网为单位,依据现场实际情况,结合城网改造、业扩等工程统筹考虑,标准上不反复停电,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),站内全部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）；有选择地安装无功赔偿装置。3.3配电自动化系统计划配电自动化是实现智能配电网基础，配电自动化系统含有3个基础功效:安全监视功效、控制功效、保护功效。安全监视功效是指经过采集配电网状态量(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，从而对配电网运行状态进行监视;控制功效是指对远方控制开关进行合闸/分闸操作，和有载调压设备升压/降压，以达成所期望目标(如进行负荷转供、满足电压质量要求等)；保护功效是指检测和判定故障区域，隔离故障区域，恢复正常供电。经过配电自动化系统建设，能提升电网供电可靠性和电能质量，确保向用户不间断供电，实现配电管理自动化，对多种管理过程提供信息支持，改善服务，提升管理水平和劳动生产率，降低运行维护费用和多种损耗，实现配电网经济运行。3.3.1配电主站计划依据城市配网规模及以后发展趋势，主站系统实时数据采集量满足全部配电网数据接入。配电自动化主站系统整体框架基于IEC61968信息交互总线，关键系统设计及系统间数据交换语义和语法遵照公用信息模型(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、通用软硬件基础平台上，含有可靠性、可用性、扩展性和安全性，并根各地域配电网规模、实际需求和配电自动化应用基础等情况选择和配置软硬件。主站基础功效:(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、事件次序统计、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)、和上一级电网调度(通常指地域电网调度)自动化系统和生产管理系统(或电网GIS平台)互连，形成完整配电网拓扑模型。主站扩展功效:(1)、馈线故障处理:和配电终端配合，实现故障识别、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、解合环时尚、负荷转供、状态估量、网络重构、短路电流计算、电压/无功控制和负荷估计等；(3)、智能化功效:配电网自愈控制(包含快速仿真、预警分析等)、分布式电源、储能装置、微电网入网及应用、经济优化运行和和其它智能应用系统互动等。硬件软件配置标准:关键设备应采取双机、双网冗余配置，满足可靠性和系统性能指标要求，含有扩展性、通用性。配电主站应有安全、可靠供电电源保障。软件方面，服务器和工作站宜采取Unix/Linux操作系统;应采取成熟可靠支撑和应用软件，满足相关技术标准和规范。3.3.2配电主站建设和改造标准配电自动化主站系统作为整个配网系统关键，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足突出“信息化自动化、互动化”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;全方面遵照IEC619681 IEC61970国际标准，实现配网信息集成整合和共享;实现配电监测控制和馈线自动化功效，涵盖整个配网调度指挥全部业务步骤，满足智能配电调控一体化要求;能够扩展对新能源接入、配电网自愈、可视化调度、和用户互动等功效。3.3.3配电子站和终端计划配电子站是在通讯上在配电主站和采集终端之间中间层。子站类型分为通信聚集型子站和监控功效子站。通信聚集型子站负责所辖区域内配电终端数据聚集、处理和转发;监控功效型子站负责所辖区域内配电终端数据采集处理、控制及应用。区域建设需要综合配电自动化主站系统采取集中监视和控制方法，再决定配电子站建设适宜类型。 配电终端装置是配电自动化系统基础单元，用于对配电网及配电设备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 )及故障指示器等多个类别。含有遥测功效、遥控功效、遥信功效、对时功效、定值远方/当地修改和召唤定值、手动操作功效、通信功效、设备自诊疗及自恢复功效、故障判别功效、含有后备电源或有外接后备电源接口等基础功效。配电自动化系统结构将采取“主站+通信聚集型子站+配电终端”三层构架。系统构架图图3-1所表示：图3-1配电自动化系统构架配电子站采取通信聚集型子站，配电终端采取网络型终端，经过通信聚集型子站接入主站。自动化配电终端将覆盖区域内全部调度站及杆上调度开关。项目完成后，自动化覆盖率达成100%，配电终端依据需要实现“一遥”、“二遥”或“三遥”，其中“一遥”适用范围为列入近期城市计划改造范围，配电网结构改变较大环网单元及配电室;“二遥”适适用于采取安装TTU站点及无法安装电操机构环网单元及配电室出线柜;“三遥”适用范围为DTU站点进线开关、部分安装电操机构出线开关及柱上开关，全部对关键用户供电环网单元、配电室均实现“三遥”。3.4配网信息系统3.4.1数据交互标准数据交互标准关键包含以下四点: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企业信息模型，配电网自动化系统必需遵照IEC61970, IEC61968标准，统一信息模型是实现和其它相关自动化系统优化集成基础。2)_统一设备编码:在建立统一信息模型过程中，必需遵照相关电力设备编码相关要求，对所管理全部设备应该制订一个统一编码规则，确保设备对象识别唯一性。编码必需满足IEC61970/61968模型需求。3)确保数据唯一:为确保多种数据在全部系统中一致性，标准上要求一类数据只能由相关维护单位从一个应用系统录入，确保该类数据只有唯一数据源，同时能够提供给其它应用系统共享。从根本上避免数据反复录入。4)网络安全防护:配电网自动化系统和相关自动化系统、管理信息系统之间数据共享及网络互联必需符合电力二次系统安全防护要求。3.4.2信息交互总线架构配电自动化包含项目众多,包含地域调度自动化系统、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。所以,必需合理计划各系统信息交换,实施信息资源统一计划,确保整个配电网数据源唯一性和信息高度共享。实现信息交互基础是各个应用系统实现电气设备统一编码。基于信息交互总线信息交互,不再是传统意义上点对点交换方法。而是基于步骤方法,把相关应用服务贯穿起来。图3-2 信息交互内容示意结构图1）从相关应用系统获取信息。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含(35kv、110kv)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）获取低压配电网相关设备参数和运行数据；从95598系统和营销管理信息系统CIS获取用户故障信息；2）向相关应用系统提供信息。 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。3.4.2信息交换总线软硬件结构：1信息交换总线软件结构：信息交互总线体系结构图所表示,关键包含跨平台操作系统、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相互联络软件层面。图3-3 信息交互总线系统体系结构图从系统运行体系结构看,信息交互总线系统是由跨平台操作系统层、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逻辑框架对应关系以下表所表示。表3-1 五个层次和IEC61968 逻辑框架对应关系3.4.3信息交换总线硬件结构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,在两个安全区内配置是完全对等。生产控制区和信息管理区之间设置正向和反向专用物理隔离装置,以下图所表示。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步骤定制开发和接口定制开发；3管理工作站对信息交互总线主控制界面实时监控和流AdminConsole程控制；4负载均衡服务器以既定安全策略进行信息交换流量均衡工作；5接口服务器信息交互总线和各应用系统接口定制开；6正反向隔离系统主备进行跨区安全隔离工作；7防火墙进行同区安全防护工作；3.5配电通信系统计划配电通信系统是实现配电自动化关键步骤之一，配电通信系统以满足配网通信需求为关键，建成技术优异、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、综合效能高智能配电通信平台，确保配电网安全、经济、高效运行。配电通信系统网络结构图3-5所表示:图3-5 配电通信系统网络结构图3.5.1通信方法计划依据区域实际情况，配电通信系统拟采取无源光网络(EPON )、中压载波、无线专网和无线公网四种关键通信技术。从技术上分析，无线公网组网方案实时性及安全性较低，难以满足配电自动化遥控信息传输需求。所以，无线公网组网方案只能用于配电室及柱上配变遥测信号接入。无源光网络、无线专网中压载波这三种通信方法均为专网通信，故全部能满足“三遥”信号接入要求。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，无线公网建设投资无疑是最低，但其运行维护费用很高。三种组网方案折算成单个配电自动化站点建设成本对比: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优缺点如表3-2所表示。表3-2通信组网方案经济技术比较3.5.2配电网通信系统建设方案1）通信方法比较鉴于该区配用电通信实际情况，需要重新建立配用电通信网络，依据现实状况分析中通信方案比较，可考虑采取光通信方法或光通信方法+GPRS技术。方案一：光通信方法（1）通信主站建设一体化通信监控管理平台，首先完成一个通用网管软件支撑平台系统，然后在此平台系统上完成多种通信设备网元管理系统。（2）变电站配用电通信采取全光纤组网，利用EPON技术构建宽带、稳定通信网络。经过手拉手线路形成保护光环网。图3-6所表示。EPON技术关键由局端设备（OLT）、站端设备ONU、光分支网络ODN及光缆组成。局端设备（OLT）集中安装在变电站经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和自动化主站系统连接。ODN依据实际线路情况配置，ONU安装于配电终端设备箱中，经过一个或多个以太网接口、RS485、RS232接口，和采集终端设备相连，实现配电终端信息接入和局端OLT 通信并上传于通信主站，方便于集中管理维护。 图3-6 光纤环网经典建设方案方案二：光通信方法+GPRS（CDMA）技术。在电缆线路上采取光通信技术、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。架空线路柱上开关、变压器上等采取公网GPRS（CDMA）模块。 图3-7 光纤环网+GPRS（CDMA）技术2）通信配置方案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、施工费较高，设备装置增减和变更困难。方案二：优点是GPRS（CDMA）传输信息永远在线，用户无需为每次数据访问建立呼叫连接。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，所以实时生产网络需直接挂在外网运行，含有一定风险，增加了系统不稳定原因。3.5.3通信系统配置伴随雾霾天气越发严重，政府对雾霾治理力度不停加强，前后出台多项方法治理扬尘问题，对城市主干道路开挖施工作业严格限制。所以，地埋光纤施工难度极大，施工成本骤增。同时，伴随通信技术发展，GPRS、CDMA等无线公网通信方法逐步成熟和稳定，含有不受外界影响，维护简单方便等优点，资费水平已经大幅下降。综合上述原因，城市关键区配电自动化通信系统采取光通信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）采取光纤通信，分支线路终端（柱上断路器、开闭站、箱式开闭所）采取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分布式电源接入计划分布式能源包含分布式发电和分布式储能，其中分布式发电技术包含: 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; 分布式储能装置包含蓄电池储能、超导储能和飞轮储能等。分布式能源和传统发电单元相比，其关键差异如表3-3所表示。表3-3 DER和传统发电单元关键差异分布式电源不仅含有节省投资、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需求，而且还能提升和完善需求侧响应和管理功效，符合智能电网