配网自动化-PPT课件.pptx

1、配电自动化20162016年年6 6月月1515日日概述概述1配网配网主站及配网抢修指挥平台主站及配网抢修指挥平台2配网自动化终端配网自动化终端3内内 容容配网相关管理制度配网相关管理制度5配网通信及信息交互配网通信及信息交互总线总线43第一部分 概述配电网及配网自动化配电网： 配电网是由架空线路、电缆、杆塔、配电变压器、隔离开关、无功补偿电容以及一些附属设施等组成的，在电力网中起分配电能作用的网络。高压配电网（35110KV），中压配电网（610KV），低压配电网（1KV以下）。配网自动化： 配电网自动化是运用计算机技术、自动控制技术、电子技术、通信技术及新的高性能的配电设备等技术手段，对配

2、电网进行离线与在线的智能化监控管理，使配电网始终处于安全、可靠、优质、经济、高效的最优运行状态。 45影响配电网供电可靠性的原因预安排停电是影响供电可靠性的主要因素，占总停电时间的73%，故障停电时间占27%。预安排停电中，检修停电和工程停电是主要因素，占预安排停电时间的98%；故障停电中，外力因素、设备原因和自然因素是主要因素，占故障停电时间的79%。其中，10千伏配电网是影响供电可靠性的主要因素，占总停电时间的77%6提高供电可靠性的手段提高供电可靠性的途径主要有三个：第一是网架坚强。通过增加线路投资，采用高质量、大容量的一次设备，优化配电线路结构和配电接线方式，合理分段、合理选择开关，缩

3、小故障停电范围，有效提高供电可靠性、供电能力和供电经济型。第二是配电自动化系统。在合理接线方式的前提下增设配电自动化系统，自动隔离故障区段，实现非故障区域的快速恢复供电，提高供电可靠性。第三是配网生产抢修指挥平台。提高故障研判能力，强化配网生产抢修指挥，进一步提高配网抢修效率，持续提升供电可靠性和优质服务水平。7党的“十八大”提出，到2020年全面建成小康社会，实现国内生产总值和城乡居民收入在2010年水平上的“双倍增”。预测20112020年，我国GDP平均 增 速 达 到7.2%7.8%。预计到2020年，我国基本实现工业化，全社会用电量达到8.4万亿千瓦时，20112020年年均增速为7

4、.2%，其中公司经营区6.8万亿千瓦时。全国最大负荷达到14.1亿千瓦，20112020年年均增速为7.9%，其中公司经营区达到11.4亿千瓦。配电网发展面临的形势1 1、电力需求将持续快速增长、电力需求将持续快速增长8随着社会经济的发展和加快转变经济发展方式、产业结构调整，高新技术、高附加值产业、高精度制造企业等用户负荷越来越多，经济社会对电力的依赖度越来越高。同时，随着居民生活水平和社会文明程度的提高，用户对停电的容忍度越来越低，停电造成的经济损失和社会影响越来越大，甚至可能引发社会稳定问题。我国处于城镇化中期阶段，2012年城镇化率为52.6%。预计2015年我国城镇化率将达到55%，2

5、020年达到60%左右（发达国家为80%）。城镇化建设将对配电网供电能力和供电质量提出更高要求。2 2、供电可靠性要求越来越高、供电可靠性要求越来越高配电网发展面临的形势9分布式电源发展形势：预计到2015年、2020年，我国各类分布式电源总容量将分别达到7400万千瓦和18350万千瓦。其中，分布式光伏和分布式天然气增长最为迅速，分布式风电也将有较大幅度增长。3 3、分布式发电与多元化负荷快速发展、分布式发电与多元化负荷快速发展配电网发展面临的形势10配电自动化的建设意义配电自动化的实施，对于提高成熟电网供电可靠性具有投资少、见效快等显著优势，供电可靠性从99.9%至99.99%的提升主要靠

6、网架改造，从99.99%到99.999%的提升必须依靠配电自动化建设。一是通过网络运行分析、提供转供能力，开展带电作业，优化停电计划管理、减少重复停电，优化抢修资源配置、提高工作效率，最终达到减少计划停电时间的目的。二是通过故障自动定位、减少故障查找时间，通过遥控操作、减少故障隔离时间，通过标准抢修、减少故障修复时间，最终达到减少故障停电时间的效果。三是通过对分布式电源的接入，最终达到配电网多元化管理。输电网自动化输电网自动化配电网自动化配电网自动化工作环境工作环境室内室内户外恶劣环境：户外恶劣环境：高低温，湿高低温，湿 度、防雨、防雷、防风度、防雨、防雷、防风沙、防振动、抗电磁干扰等沙、防振

7、动、抗电磁干扰等站点数量站点数量少，少，100多，几百、几千甚至上万多，几百、几千甚至上万电源获取电源获取方便方便困难困难量测数据量测数据充足充足严重缺乏严重缺乏配电自动化的难度1112现状国外配电自动化发展总体情况国外自上世纪七十年代起就进行配电自动化技术的研究和应用，近四十年的发展经历了三个阶段：第一阶段是基于自动化开关设备相互配合的馈线自动化系统（FA），其主要设备为重合器和分段器，不需要建设通信网络和主站计算机系统；第二阶段是配电自动化系统（DAS）应运而生，它是一种基于通信网络、馈线终端单元和后台计算机网络的实时应用系统；第三阶段是覆盖整个配电网调度、运行、生产的全过程并且支持客户服

8、务的配电管理系统（DMS）。FADASDMS13东京电力银座支店配电自动化系统（日本国内第一个）电力负荷密度148,000kW/km2一是状态的监视和控制。监视变电站断路器，监视配电线和变压器电流的过负荷，控制变电站继电保护装置、开关（能够设定投入时限)。二是事故发生时的自动处理。事故自动隔离方式包括不依赖通信的电压时限型和依赖通信的电流速断型两种，日本架空、电缆网90%以上采用用户分界自动开关（“看门狗”），可自动切除用户支线的单相接地故障和自动隔离用户支线的相间短路故障。三是作业时的自动处理。根据工作计划，自动编制操作程序。四是设备计划的支持。现状各国配电自动化发展1 1、日本东京配电日本

9、东京配电自动化现状自动化现状142 2、新加坡配电自动化现状、新加坡配电自动化现状输电系统输电系统 配电系统配电系统高压侧 低压侧 400kV400kV，230kV230kV，66kV 66kV 22kV，6.6kV 400/230kV新加坡在20世纪80年代中期投运大型配电网的SCADA系统，在90年代加以发展和完善，其规模最初覆盖其22kV配电网的1330个配电所，目前已将网络管理功能扩展到6.6kV配电网。现状各国配电自动化发展153 3、韩国配电自动化现状韩国配电自动化现状韩国配电网电压为22.9kV，接线形式为多分段多联络，如6分段3连接、4分段3连接。韩国配电线路较长、分段较多、输

10、送容量大，客观上实施配电自动化的需求非常强烈。韩国配电管理系统的发展包括四个阶段，第一阶段为基本SCADA功能，远方监测开关状态；第二阶段为故障定位隔离恢复馈线自动化功能；第三阶段在SCADA和DAS功能的基础上，增加了故障诊断，电能质量监测等，并且可接入分布式电源；第四阶段为智能配电管理系统的开发，如故障预警、微网等。现状各国配电自动化发展基本SCADADASIDMS智能DMS162012年，公司城网供电可靠率为99.94%，用户年均停电时间为5.2小时；公司农网供电可靠率为99.74%，用户年均停电时间23.2小时。停电时间与法国（1.2小时）等发达国家有较大差距。现状国内配电网发展情况1

11、7A+类区域供电可靠率为99.993%，户均停电时间为38分钟，与东京（9分钟）、巴黎（15分钟）等国际大都市有一定差距；A类区域为99.968%，户均停电时间分别为2小时；B类区域为99.930%，户均停电时间分别为6小时；C、D类区域分别为99.855%、99.768%，户均停电时间分别为12和20小时；E类地区最低，为98.701%，户均停电时间为113小时。现状国内配电网发展情况18为统筹各地配电网协调发展，在城农网口径基础上，按供电可靠性需求和负荷重要程度，辅以负荷密度将供电区域细分为六类。 A+ 类供电区主要为直辖市的市中心区，以及省会城市（计划单列市）高负荷密度区；A 类供电区主

12、要为省会城市（计划单列市）的市中心区、直辖市的市区以及地级市的高负荷密度区； B 类供电区主要为地级市的市中心区、省会城市（计划单列市）的市区，以及经济发达县的县城；C 类供电区主要为县城、地级市的市区以及经济发达的中心城镇； D 类供电区主要为县城、城镇以外的乡村、农林场； E 类供电区主要为人烟稀少的农牧区。 供电供电区域划分区域划分现状国内配电网的情况19建设应用提升阶段城市核心区试点阶段沉寂与反思阶段大范围试点建设阶段起步与探索阶段80年代末90年代中90年代末2003年2004年2008年2009年2013年2014年现状国内发展历程我国的配电自动化应用可基本分为五个阶段：国网于90

13、年代初开始配网自动化的技术研究及建设探索，在2000年前后经历了技术试点和应用的热潮，但效果不佳，随后便陷入反思和低谷；随着智能电网建设启动，于2009年重新制定配网自动化的技术导则以及建设改造原则，并开始重点城市核心区的试点建设；2013年李克强总理主持召开的国务院会议,国网公司年中工作会议，都明确提出要加强配电网建设，配电网发展迎来一个新时期。 201 1、起步与探索阶段（、起步与探索阶段（20042004年至年至20082008年）年）（1）我国配电自动化发展工作起步于80年代末，石家庄、南通分别引进了日本赠送的重合器、分段器等设备（相当于日本70年代水平），进行馈线自动化试点。（2）进

14、入90年代后，厦门、石家庄、烟台、银川等地尝试建立配电自动化系统。1996年，在上海浦东金藤工业区建成基于全电缆线络的馈线自动化系统。这是国内第一套投入实际运行的配电自动化系统。典型案例：典型案例：现状国内发展历程212 2、大范围试点建设阶段（、大范围试点建设阶段（9090年代末至年代末至20032003年）年）（1）1997年亚洲金融危机爆发后，国家为刺激经济投巨资进行城网改造，于1998年召开推进城网建设和改造工作会议，当时公司提出创一流供电企业，极力推进了配电自动化应用。（2）到2003年，有一百多个地级以上城市开展了配电自动化试点工作，有点城市规模很大，如绍兴配电自动化系统，安装终端

15、近5000套，基本覆盖了当时整个城区的配电网。1999年，在江苏镇江和浙江绍兴试点以架空和电缆混合线路为主的配电自动化系统，并以此为主要应用实践起草了我国第一个配电自动化系统功能规范。2003年，当时国内规模最大的配电自动化应用项目青岛配电自动化系统通过国家电力公司验收，并在青岛召开了配网自动化实用化验收现场会。典型案例：典型案例：现状国内发展历程223 3、沉寂与反思阶段（、沉寂与反思阶段（20042004年年20082008年）年）（1）2003年后，不少已经建成的配电自动化系统暴露出运行不正常、管理维护困难等问题，或闲置或废弃，教训深刻；（2）一方面一些地区配电网网架结构、一次设备薄弱，

16、还不具备应用配电自动化的条件，出现“超前建设”；另一方面，有些系统的功能规划不合理，设备质量不过关，再加上企业对提高供电可靠性的认识不足，管理的维护工作没有跟上。（3）随着全国缺电局面的出现，配电自动化应用进入了低谷时期。2005年，国网公司委托上海电力公司牵头研究适合于城市配电网自动化的建设模式和企业标准，该项目已于 2008 年通过验收；国网公司还委托中国电科院农电所牵头研究适合于县城配电网自动化的建设模式。这些都为今后配电自动化工作的开展作了有益的探讨和尝试。典型案例：典型案例：现状国内发展历程234 4、试点阶段（、试点阶段（20092009年年20132013年）年）（1）随着国网公

17、司提出建设坚强智能电网的目标，在总结之前的经验教训基础上，2009年国网公司重新制定配电自动化的发展战略、技术导则及建设改造原则，并开始新一轮的配电自动化建设。（2）国网公司工完成三批共31个城市（第一批4个，第二批19个，第三批8个）的配电自动化试点建设。第一批试点城市：杭州、银川、北京、厦门；第二批试点城市：西宁、天津、石家庄、太原、青岛、上海、南京、宁波、合肥、成都、大连、西安、兰州、郑州、唐山、重庆、福州、武汉、长沙；第三批试点城市：苏州、南昌、长春、哈尔滨、济南、沈阳、泉州、吉林。典型案例：典型案例：现状国内发展历程245 5、建设应用提升阶段（、建设应用提升阶段（20142014年

18、年 ）（1）2013年7月31日，国务院总理李克强主持召开的国务院会议确定，“加强城市配电网建设，推进电网智能化”是城市基础建设六项重点任务之一。（2）国网公司董事长刘振亚在2013年中工作会议上指出：“配电网发展滞后，欠账多，虽然近年来采取措施、加大投入，加快建设和改造，但问题尚未根本解决，配电网发展与国际先进水平还有明显差距。 因此，配电网建设成为当务之急。”（3）2013年7月25日，国网公司召开“配电自动化建设应用提升工作启动会暨专项工作组第一次工作会”，由公司副总经理、党组成员帅军庆担任工作组组长。现状国内发展历程25现状建设成效 截至2014年4月，公司投运配电自动化项目57个（通

19、过公司组织工程验收），覆盖区域面积28164.1平方公里（含扩建部分），涉及10kV线路14796条，占所在城市供电线路的31.31%，开关站2091座、环网柜16319座，配电室4373座、柱上开关47163台。通过工程验收项目情况通过工程验收项目情况 截至2014年4月，公司在建配电自动化项目8个，覆盖面积298.3平方公里涉及10kV线路524条，计划改造开关站277座、环网柜1058座、配电室257座、柱上开关581台，敷设通信光缆1453.1千米。配电自动化在建项目情况配电自动化在建项目情况 2014年，公司批复新建配电自动化项目21个，覆盖区域面1879平方公里，涉及10kV线路1

20、416条，计划改造开关站174座、环网柜2510座、配电室237座、柱上开关5515台，辐射通信光缆5222公里。配电自动化新建项目情况配电自动化新建项目情况1 1 、项目建设情况、项目建设情况262 2、项目应用情况、项目应用情况截至2014年4月，已投运的57个项目系统整体运行较好，其中实用化运行项目22个，2013年系统主站平均在线率100%，配电终端平均在线率95.995%，全年遥控操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%。现状建设成效（1）通过实用化验收项目27截至2014年4月，试运行项目35个，2013年系

21、统主站平均在线2.率100%，配电终端平均在线率89.795%，全年遥控操作11081次，处理故障2570次，平均遥控使用率88.474%，遥控成功率84.087%，遥信动作正确率87.326%。现状建设成效（2）通过工程验收项目28现状建设存在的问题为深入了解公司系统配电自动化系统建设及应用情况，2013年7月至12月，国调中心组织相关专家对陕西西安公司及所属临潼分公司、湖南长沙公司、江苏南京公司、山东青岛公司、河北石家庄公司五地进行了实地调研，调研内容包括配电网及配网调度业务开展情况、配电自动化及配网抢修指挥技术支撑系统建设及应用情况、信息安全防护及系统运维情况等。西安长沙南京青岛石家庄2

22、9配网调度管辖范围不统一配网调控业务不统一系统建设主体不统一一是配网调控机构业务不统一配电自动化终端覆盖率低、实时采集信息量少大部分单位在主站系统中没有对非自动化覆盖区域进行接线图电子化工作，这部分区域处于盲调状态二是实时数据采集覆盖率低、盲调范围大主站系统功能多、部分实用性不强（状态估计、调度员潮流、负荷预测等高级应用功能）系统应用功能稳定性问题三是主站系统功能实用性和稳定性有待加强信息交互标准不统一信息交互的时效性差信息交互内容的准确性和完整性有待提高四是信息交互有待完善提高现状建设存在的问题30业务协同与配合问题业务流程未有效集成相关系统变化迁移、接口开发缺少统筹规划五是部门间业务协同不

23、够调研中两个公司的抢修指挥支撑系统未建成投运，技术支撑手段薄弱。由于配网量测信息不足、配网拓扑模型准确性差、营配信息集成的准确性差、客户信息不健全等问题，导致已建成系统故障研判的作用未能充分发挥六是配网故障抢修业务技术支撑不足配电自动化系统二次终端设备的运行环境大多比较恶劣，容易二次设备发生故障配电终端运行在一次设备附近，终端的安装调试、故障诊断和维修更换通常要停电工作，严重影响配网可靠性。七是配电终端可靠性和可维护性问题无线通信可能存在的延时和安全问题配电自动化通信方式有光纤、无线公网、无线专网、配电线载波等，通信方式的选择始终是困扰配电自动化建设的大问题八是通信安全和方式选择问题现状建设存

24、在的问题31 存在运维工作流程及缺陷传递程序未正常流转的情况，造成缺陷处理响应速度达不到要求，从而影响了终端在线率、遥控成功率等实用化运行考核指标 质保期后没有渠道列支运维资金，系统的消缺和故障修复不能及时得到处理，影响了系统的正常使用九是系统运维管理及运维资金问题 设计、安装调试、运行维护工作水平有待提高 部分配网自动化建设工程需要对一次设备进行加装CT、电操机构、辅助接点等改造，需要线路全停配合，无法进行转供电。造成了配网自动化工程施工停电时间长、影响范围大的现状十是系统设计、施工和运行管理问题 一次系统规划建设未考虑配电自动化二次系统，二次系统建设时需要对一次设备进行加装CT、电操机构、

25、辅助接点等改造，线路全停配合，造成工程施工停电时间长、影响范围大 配电自动化建设没有充分考虑网架特点、供电可靠性要求，对配电终端的配置模式（三遥、两遥、一遥）和部署位置没有进行科学计算和充分论证十一是一次、二次系统建设规划协调问题现状建设存在的问题32供电区域类型供电面积（km ）全社会用电量（亿kWh）全社会最大负荷（MW）负荷密度（MW/km2）用户数（万户）二级以上重要用户数（户）A+-A196.20 74.53 868.21 4.43 32.9161B731.85 211.332651.40 3.62 61.391590C5983.24 569.68 6522.00 1.09 1411

26、039D90882.23 682.4311721.08 0.13 308.23960E3645.95 6.93 80.90 0.02 0.240合计101439.47 1544.9 21843.59 0.22 543.773650现状冀北配网总情况3233现状冀北配网总情况33u 冀北五地区均建设了配网调度自动化主站u 唐山配网调度自动化主站系统采用珠海许继的TOSCAN3300C系统，2008年7月投入运行，2013年验收u 张家口配网调度自动化主站系统采用南瑞公司OPEN3200系统，于2012年5月投入运行u 秦皇岛具有3套配网调度自动化系统，其中1套山海关区配网主站退出运行。2008年

27、5月投入运行的原海港区的南瑞OPEN3200作为秦皇岛主站系统使用，原北戴河区的南瑞的OPEN3000系统继续使用u 承德配电自动化系统采用珠海许继TOSCAN3000系统，2012年投入运行u 廊坊配网调度自动化系统采用东方电子的DF8003d系统，于2012年3月投入运行34现状冀北配网主站建设情况34u 截止2014年底，唐山配网调度自动化系统共接入终端1210个，系统覆盖694条线路，22座开闭站、84座环网柜、72座配电室、箱变、883台配电变压器，149个用户分界开关u 截止2014年底，张家口配网调度自动化接入开闭站2座u 截止2014年底，秦皇岛配网调度自动化系统共接入134座

28、配电室、开闭所u 截止2014年底，承德配网调度自动化系统接入7座开闭站、9座配电室DTU、89个分界负荷开关的自动化安装调试及传动工作u 截止2014年底，廊坊配网调度自动化系统共接入1座220千伏变电站、15座110千伏变电站、6座35千伏变电站、27座10千伏开闭站，60座环网柜DTU、50座柱上开关FTU现状冀北配网主站接入终端情况35u 主站系统终端接入率较低主站系统终端接入率较低：配电终端的覆盖率低，使得配电网大部分一次设备处于盲调范围；多数地县对配电网的控制仅限于变电站出口侧开关，对配电网馈线分段开关、联络开关等控制手段相对匮乏u 原有功能使用率低原有功能使用率低：配网主站系统建

29、设完成后，使用量较小，功能使用率不足，各主站基本仅使用SCADA功能，目前其他各功能运行状态不清楚u 数据安全防护水平较低数据安全防护水平较低：目前各主站系统和配网终端安全防护工作薄弱，加密装置匮乏36现状冀北配网自动化存在的问题36u 尚未实现与其他系统的互联尚未实现与其他系统的互联：目前配网主站系统独立运行，与其他生产系统互联不足u 多地暂未完成配网抢修指挥平台多地暂未完成配网抢修指挥平台：目前仅唐山公司建设完成配网抢修指挥平台。其他公司在国网提出明确意见后，需尽快完成平台建设，对配网抢修指挥业务形成支撑37现状冀北配网自动化存在的问题3738当前配网自动化技术标准及规范为进一步有效指导配

30、电自动化建设与改造相关工作的开展，国网公司运检部、发展部、国调中心分别针对配电自动化建设制定相关标准及规范，指导全面推进配电自动化建设应用。建立建立智能电网标准体系智能电网标准体系39当前配网自动化技术标准及规范配电储能系统并网配电自动化配电分布式电源并网配电储能系统监控系统系列功能规范配电储能系统监控设备系列标准配电储能系统并网特性测试系列标准配电储能系统并网运行控制系列标准配电自动化建设系列标准配电自动化技术导则2009-2010完成2013-2015完成智能电网技术标准体系智能配电40智能电网核心技术标准 IEC-61970：为能量管理系统(EMS)定义了一种应用程序接口(API)，目标

31、是减少为EMS 添加新应用程序所花费的代价和时间，保护对EMS 现有的能有效工作的应用的投资。 IEC-61968 ：为配网管理系统接口标准（DMS）定义了一种应用程序接口(API)。 IEC-61850：是基于通用网络通信平台的变电站自动化系统接口标准。IEC是一个由所有的国家电工委员会(IEC国家委员会)组成的世界性的标准化组织。4142配电自动化技术导则技术原则配电自动化建设与改造标准化设计技术规定建设改造配电自动化主站系统功能规范 配电网调度控制系统技术规范（征求意见稿）配电自动化终端/子站功能规范设备选型配电自动化主站系统验收规范配电自动化终端设备检测规程检验测试配电自动化验收细则（

32、第二版）配电自动化实用化验收细则项目验收配电自动化运行维护管理规定运行维护配电自动化技术标准计划一系统设计系统设计三系统主站系统主站1 配电自动化技术导则1配电网调度自动化系统（主站）技术规范配电网调度控制系统技术规范（征求意见稿）2 配电自动化规划设计技术指导原则2配电自动化主站系统功能规范3 配电自动化规划及可研内容深度规定3配电自动化主站检测及功能测试规范4 配电自动化建设与改造标准化设计技术规定四配电终端配电终端5 配电自动化典型设计（主站系统、信息交互总线）1配电自动化终端技术规范6 配电自动化典型设计（终端、配套设施等）2配电自动化终端/子站功能规范7 配电自动化典型设计规范（通信

33、配套）3配电自动化终端定值整定规程8 配电自动化典型设计（造价）4配电自动化终端测试与检验技术规范9 配电自动化建设效果评价指导原则5配电自动化无线通信模块（无线公网册）技术规范二信息交互信息交互6配电自动化终端应用IEC61850技术规范1 配电自动化信息交互技术标准（总则）五运检管理运检管理2 配电自动化信息交互技术标准（GIS图形分册）1配电自动化建设与运行管理规定3 配电自动化信息交互技术标准（PMS数据分册）2配电自动化终端及通信设备运行管理规程4 配电自动化信息交互技术标准（营销数据分册）3配电自动化终端及通信运行操作规程5 配电自动化信息交互技术标准（EMS、OMS数据分册）4配

34、电自动化运行评估管理规定6 配电信息交互总线功能规范7 配电自动化信息一致性测试技术规范4344配电自动化系统架构主站、终端、通信45第二部分 配网主站及配网抢修指挥平台46硬件架构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发布平台服务平台扩展功能事故反演智能告警分析自动成图操作票终端管理安全运行分析仿真与培训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

35、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/图形管理功能框架47三大特点模型1.遵循标准：IEC61970/IEC 61968 。引入馈线、故障指示器等配网类。2. 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。3.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。4. 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.

36、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。配电自动化特点分析4849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

37、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。配电主站

38、推荐配置大中小型配电主站系统硬件异同1 1主站类型生产控制大区配置管理信息大区配置2 2相同区别相同区别3 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 1台台WEB服务器。4 4中型配电主站2台前置服务器，1 1台台应用服务器。1 1台台WEB服务器。5 5大型配电主站2台前置服务器，2 2台台应用服务器。2 2台台WEB服务器，1 1台磁盘阵列台磁盘阵列。大中小型配电主站系统硬件异同50大中小型配电主站系统功能异同1 1主站类型相同

39、区别2 2小型配电主站不配置扩展功能。3 3中型配电主站4 4大型配电主站大中小型配电主站系统功能异同平台服务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经济优化运行仿真与培训扩展功能可根据需要选配选配：5152基本功能配网SC

40、ADA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-DSCADA操作与控制53l支持人工置数（置状态）操作、挂标识牌操作、闭锁和解锁操作。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

41、流分析，尽可能对下游区域恢复供电；恢复上游供电。馈线自动化非故障段非故障段恢复供电恢复供电故障定位故障定位故障段隔离故障段隔离基本功能-馈线自动化54电电源源A重合器分段器分段器分段器电电源源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55基本功能-网络拓扑分析56支持设备挂牌、支持设备挂牌、临时跳接等对拓临时跳接等对拓扑的影响。扑的影响。通过设备的连接通过设备的连接关系和开关的分关系和开关的分合状态，判断网合状态，判断网络的电气连通性络的电气连通性。适应各种复杂接适应各种复杂接线方式、快速搜线

42、方式、快速搜索策略、局部拓索策略、局部拓扑分析。扑分析。用于故障定位、用于故障定位、馈线自动化、负馈线自动化、负荷转供、潮流计荷转供、潮流计算、短路计算等算、短路计算等。BCAD基本功能-网络拓扑分析57负荷转供着色追踪电源点着色供电范围着色故障区域着色58馈线馈线自动化自动化推荐配置推荐配置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。馈线自动化就地式重合器方式智能分布式

43、集中式全自动方式半自动方式配网主站建设与改造截至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59(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

44、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。影响

45、因素影响因素60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遥控使用率遥控使用率：90%；遥控使用率=（考核期内实际遥控次数）/（考核期内可遥控操作次数的总和）100。3遥控成功率遥控成功率：98%；遥控成功率=考核期内遥控成功次数）/（考核期内遥控次数总和）100。4遥信动作正确率遥信动作正确率：95%；遥信动作正确率=（遥信正确动作次数）/（遥信正确动作次数拒动、误动次数）100。61配网主站系统运行关键指标分析配网抢修

46、指挥平台建设背景62 随着三集五大体系的全面建设，以及坚强智能电网工作的推进，国网公司总部明确提出加强特高压及配电网的建设，解决两头薄弱的现状，尤其配电网作为电力用户的供电末梢，承担向用户安全可靠供电的重要任务为此，国网公司在配网抢修及供电可靠性方面制定了一系列的考核指标。95598呼叫中心坐席挂机后，3分钟派发工单95598呼叫中心坐席挂机后，45分钟赶到现场核心区用户平均故障停电时间降至5分钟以内 市区用户平均故障停电时间降至50分钟以内1. 在抢修管理上，基本是采用故障后处理策略，使得配网抢修处于“被动抢修”的工作局面。2. 在抢修流程上，以95598用户报修、配网调度通知为依据，一直是

47、处于“多端指挥”的工作状况。3. 在抢修调度上，缺乏一个一体化协同作业支撑平台，针对关键要素很难将故障信息、车辆状态、抢修物资等合理调度，抢修工作处于“盲调”状态。4. 在抢修指挥上，抢修指挥者、抢修处理者，以及客户服务窗口间缺乏一个动态信息交互机制结论：传统的配网抢修管理模式无法达到国网考核指标！结论：传统的配网抢修管理模式无法达到国网考核指标！配网抢修指挥平台建设背景63641）2011年，公司生技156号文下发了关于推进标准化配网抢修工作的意见。u启动配网抢修标准化进程。2）2012年，公司生技82号文下发了配网生产抢修指挥平台功能规范u 2012年展开第一批5个试点城市工作； u201

48、3年全网主要省会城市开展系统建设；国网公司在26个省（直辖市）的30多个地区开展了配网生产抢修指挥平台建设。3）2013年，公司调度中心组织编写了配网抢修调度指挥平台建设。系统功能规范（征求意见稿）。u 重点是停电研判能力和抢修调度能力。4）2014年，公司企管139号文下发 国家电网公司关于印发“三集五大”管理通则的通知u 地、县调负责配网故障研判及抢修协调指挥，运检（营销）的抢修单位负责配网故障点查找、现场操作、实施抢修、进度汇报。配网抢修指挥平台建设背景运检规范运检规范配网生产抢修指挥平台功能规范配网生产抢修指挥平台功能规范于2012年编写，并由国网公司生技部下发涵盖内容涵盖内容：信息集

49、成整合、计划停电分析、故障研判、抢修资源管理、抢修指挥管理、GIS可视化、移动作业终端等。调度规范调度规范配网抢修调度系统功能规范配网抢修调度系统功能规范于2013年编写，但尚未下发。涵盖内容涵盖内容：计划停电分析、故障研判、抢修调度、GIS可视化。配网生产、抢修一体化全业务应用平台。信息集成工作由信通信通负责、抢修资源调配及现场抢修作业由运检运检负责。配网抢修指挥平台建设背景-国网规范解读65建设思路-概述 多业务信息集成： 整合配电自动化信息、PMS信息、GIS信息、95598信息、CIS信息、用电信息采集信息、车辆GPS定位信息、视频等信息。u “五个一”流程：以故障研判和抢修指挥为应用

50、核心，形成“一个用户报修、一张服务工单、一支抢修队伍、一次到达现场、一次完成故障处理”标准化抢修流程。实现抢修流程、现场作业、装备及工器具配置的规范化、流程化统一管理，最大限度的缩短抢修时间，提高抢修质量和效率，提升配网供电可靠性和服务水平。u 特点：支持抢修指挥自动化和主动服务。6667电网用户国网呼叫中心坐席电话报修业务受理业务支持系统工单录入省公司客服国网公司部署按省份分理工单营销系统省公司部署按地市分理工单地市配抢调度员区县配抢调度员手动派单抢修班组电话派工有所属区县到达现场反馈抢修进度反馈恢复送电反馈无所属区县派单反馈抢修进度反馈恢复送电反馈派单反馈抢修进度反馈恢复送电反馈故障定位影