配电自动化工程建设实施方案设计参考版.docx

1、配电自动化工程建设实施方案设计参考版城市中心区配电自动化工程建设实施方案供电公司二一二年六月1 前言为贯彻落实山东电力集团公司配电自动化建设总体要求，结合实际情况，依据国家电网公司配电自动化技术导则、配电自动化建设与改造标准化设计技术规定、配电自动化主站系统功能规范以及山东电力集团公司县域配电自动化建设技术规范等相关规范，遵循全面、适用、差异和前瞻性的原则进行配电自动化建设。通过信息集成平台和服务总线完成核心应用模块之间的集成，建立覆盖公司核心业务的协同统一、精益高效的营配调信息交互一体化平台。在城市中心区域全部实现手拉手环网供电，实现配电自动化的全覆盖。配电自动化实施后，城市中心区域配电系统

2、供电可靠率达到99.99%，提高城市配电网的供电可靠性和快速复电能力，提升运营和管理水平，有效缩短配电线路故障停电时间，提高用户满意度，实现配电网的卓越运营。 电业公司早在2005年开始尝试配电自动化系统建设，包括12条10kV城区配网线路，共安装电压型分段开关12台，环网柜4台，配网主站采用南京南瑞集团公司ON2000配调一体化主站系统。近年来，电网取得了快速的发展，电业公司在配电自动化建设和信息化建设方面都开展了大量工作，积累了大量宝贵的经验，培养了一批高素质的专业人才，为电业公司的配电自动化建设打下了坚实的基础。2 编制依据 Q/GDW370 城市配电网技术导则 Q/GDW382 配电自

3、动化技术导则 Q/GDW 513配电自动化主站系统功能规范 Q/GDW 514配电自动化终端子站功能规范 Q/GDW 625配电自动化建设与改造标准化设计技术规定 IEC61968 Application Integration at Electric Utilities - System Interfaces for Distribution Management IEC61970 Energy Management System Application Program Interface(EMS-API) 国家电力监管委员会第5号令 电力二次系统安全防护规定 国家电网调2011168号 关

4、于加强配电网自动化系统安全防护工作的通知 山东电力集团公司县域配电自动化建设技术规范 “十二五”发展规划3 城市中心区现状分析3.1 电网现状地处鲁西北平原，是德州市的近郊县，位于首都北京、港城天津、省会济南之间，素有“京津门户，九达天衢”之称，位于北纬37133736，东经1162711657。历史悠久，是文学家、滑稽大师东方朔的故里，现收藏于文博苑内的颜真卿手书“东方朔画赞碑”为国家一级文物，有“汉墓群”等省级重点文物保护单位，万亩水面的“丁东水库”和“仙人湖”是旅游、垂钓的理想去处。现辖9个镇、3个乡和一个经济开发区。图3-1行政区划图电网是德州电网的重要组成部分，主电源来自220kV苏

5、庄站。2011年供电面积为1213km2，供电人口为58万人，供电可靠率RS-3为99.90%，110kV及以下线损为4.53%，10kV及以下线损为4.48%,综合电压合格率为98.724%。截止2011年底，电网拥有110kV变电站1座，主变2台，容量为40MVA，线路1条，长度为31.2km； 35kV公用变电站16座，容量为225MVA，线路33条，长度为222.65km，10kV公用线路70条，长度为1710.14km，公用配变1278台，配变容量为110.13MVA。通过近年来电网的不断建设与改造，电网已经形成了以220kV变电站为电源点，110kV、35kV为网架，城区10kV线

6、路手拉手的供电格局，具备了较为坚强的网架结构，极大的提高了作为受端电网的受电能力。2011年电业公司售电量达到7.34亿kWh，同比增长14.03%。根据2011年负荷增长情况，预计2012年电网最高负荷将达到16.2万kW。表3-1 2011年电网主要数据指标售电量（亿kWh）7.34供电可靠率（%）99.90综合线损率（10kV及以下）（%）4.48电压合格率（%）98.724110kV变电站（座）135kV变电站（座）16110kV线路（条）135kV线路（条）33表3-2 电业公司配电线路统计（2011年）区域10kV线路（条）开关站（座）总计用户专线公司资产架空线路电缆线路丁庄716

7、00开发区60600西郊41300东郊70700郑寨50500滋镇30300边镇52300于集30300会王30300颜官20200前孙30300梅镇40400神头40400宋家31200义渡30300东方32100南郊60600北辰60600合计77770003.2 城市中心区概况本方案选取城区中心作为建设区域，该片区位于核心地带，北至唐城路，南抵104国道，西至陵边路，东接东外环，面积约10.2平方公里（如图3-2所示）。区域内有县委、县府、广播局、公安局等重要政府机构；有人民医院、中医院、陵城镇医院等医疗机构；有文化艺术中心、购物中心等商贸中心；有二中、实验中学、实验小学等学校；有世纪家

8、园、唐城家园、御府花都、名馨花苑等大型居民生活社区，是政治、经济、文化、生活中心，对供电可靠性要求极高。图3-2 城市中心建设区域地图经过前期城网改造，该区域配电网现状如下：（1）10kV线路一次网架结构不够成熟，其中，架空线路主要以JKLYJ-10kV-120mm2、JKLYJ-10kV-95mm2导线为主，分支线采用JKLYJ-10kV-70mm2、JKLYJ-10kV-50mm2导线；仅2条10kV线路电缆部分采用YJV22-3120mm2电缆。（2）柱上开关无油化率100%，目前线路负荷及容量稳定，基本实现单联络供电，变电站采用单母线分段的接线方式，通过网架结构调整，部分线路能够具备部

9、分负荷转移能力。（3）核心区域采用S9、S11及非晶合金配电变压器，变压器布点与负荷联系紧密，供电半径小，线路损耗低，网架运行经济性较好。（4）按照城市总体规划及电网“十二五”规划，未来5年内将有大型社区、街道办事处及城市道路建设，结合城市总体规划电网也在“十二五”期间规划了电网改造项目，区域内已规划预留通信通道。区域内线路均为架空电缆混合线路，网架、负荷稳定，负荷性质多元化（办公、商务、生活等多种负荷并存）。因此，在该区域进行配电自动化建设将收到良好的示范效果，并对以后的实用化推广具有指导作用。区域内共有10kV配电线路7条， 3座35kV变电站（东郊站、南郊站、西郊站）提供电源。2011年

10、售电量0.69亿kWh，最高负荷1.87万kW，供电可靠性（RS-3）99.922，10kV综合线损率8.61，用户电压合格率99.221。表3-3 城市中心区技术指标（2011年）供电面积（km2）供电人口（万人）售电量(亿kWh)变电站数量供电可靠性（RS-3）10kV综合线损率电缆化率架空绝缘化率用户电压合格率110kV35kV10.2110.690399.9228.61%2.86%65.23%99.221%3.3 一次网架现状3.3.1 网架概述区域内配电线路总长度86.31km（含支线、分支线），全部为架空电缆混合线路，其中电缆长度2.47km，电缆化率2.86%；架空绝缘线路长度5

11、6.3km，架空绝缘化率65.23%。配电线路主要结构为架空多分段单联络，线路总分段数10段，平均分段数为1.43段/条，单辐射线路1条，线路干线平均长度4.32km，线路最大负载率平均值为62.71%，联络线路满足N-1的比例0%。核心区域10kV配电线路的基本情况如表3-4所示。表3-4 城市核心区线路基本情况10 kV公用线路（条）线路干线平均长度（km）平均分段数（段/条）单辐射比例（%）单联络比例（%）多联络比例（%）最大负载率平均值（%）实现N-1线路数（条）74.321.4314.385.7062.7103.3.2 典型接线在城市中心区域，采用线路单辐射和单联络接线方式，典型接线

12、图如下：图3-3 线路单辐射接线图3-4线路单联络接线网架及运行情况分析：（1）区域内10kV南电线为单辐射线路，有6条架空线路为单联络接线方式。（2）区域内线路整体平均负载率为62.71%，线路负荷分布不均衡。单联络线路10kV南电线最大负载率分别为52%；单联络线路10kV东北线与10kV西城线，最大负载率分别为55%、83%；单联络线路10kV东南线与10kV南中线，最大负载率分别为82%、48%；单联络线路10kV东西线与10kV南农线，最大负载率分别为57%、62%，均大于单联络最大负载率50%的技术要求，需进行负荷转移。（3）区域内部分线路分段偏少、联络点设置不合理，平均分段数明显

13、偏少的线路有10kV东西线、东南线、南农线、南中线、西城线；联络点设置不合理的线路有10kV东北、南电线。基于以上现状，需要进一步完善和优化一次网架，以满足配电自动化建设要求。核心区域内10kV配电线路的网架基本情况如表3-5所示。表3-5 2011年城市中心区配电线路情况统计表序号变电站名称线路名称线路类型（电缆/架空/混合）联络方式（单辐射/单联络/两联络）联络线路名称最大负载率（%）分段数量（段）1东郊站东西线混合单联络南农线57 02东郊站东南线混合单联络南中线82 03东郊站东北线混合单联络西城线5534南郊站南中线混合单联络东南线4805南郊站南农线混合单联络东西线62 06南郊站

14、南电线混合单辐射52 27西郊站西城线混合单联络东北线8303.4 配电设备概述城市中心区内无开关站，环网柜3台，电缆分支箱16台，柱上开关6台，配电变压器444台（公用配变152台，用户专变292台）。区域内柱上开关未实施配电自动化改造，无法满足馈线自动化要求。表3-6 城市中心区域一次设备数量统计公用配电变压器（台）变电站环网柜（台）电缆分支箱（台）柱上开关（台）总数箱式变电站柱上变压器配电室变压器15258573733166表3-7 城市中心区域一次设备运行年限统计年限柱上开关环网柜电缆分支箱配电变压器配电室变压器0-5年0002396-10年628571511-15年0153513（1

15、）柱上开关6台，其中分段开关5台，联络开关1台。柱上开关主要采用真空开关，1台联络开关具备电动操作机构，5台分段开关为具备电动操作机构。（2）配电变压器444台，装见容量69585kVA，主要采用S9、S11及非晶合金配电变压器。其中公用配电变压器152台，装见容量17035kVA；用户专变292台，装见容量52550kVA。目前，所有配电变压器均已安装智能采集终端，通过GPRS公网实现运行数据的自动采集。3.5 配电通信网络现状1、 骨干网现状目前，电力通信网已建成以35kV线路ADSS光缆为主的骨干光通信网，光缆芯数为8芯，传输制式为SDH，传输速率为155Mbit/s。分为东、西两个环状

16、通信网，西环网络拓扑为：县调-东郊站-南郊站-开发区站-丁庄站-北辰站-西郊站-县调。东环网络拓扑为：县调-郑寨站-神头站-滋镇站-梅镇站-宋家站-义渡站-颜官站-会王站-边镇站-于集站-县调，前孙站与颜官站以链状点对点连接。中心站传输设备采用北京华环科技有限公司H9MO-1641X型 SDH 光端机，各分站采用HPMO-LM FIT型光端机，中心站PCM采用H5型基群复用设备，分站采用H5-PCM单板型基群复用设备。图3-5 光缆传输系统拓扑图图3-6 通信网设备组网图2、接入网现状电业公司配电接入网建设于2005年，与电力通讯网骨干网西部环网同期建设，利用光通讯骨干网西部环网8芯光缆中的2

17、芯光纤，采用Omate数据光端机，形成环状光通讯网，于12个柱上开关FTU、3台环网柜DTU连接，随着变电站建设和通讯容灾要求 骨干网光缆芯数已不能满足智能配网的需要。图3-7 接入网组网图3.6 配电自动化系统应用现状1、系统建设概况供电公司城区配电自动化系统于2005年10月建设实施，10月投运。采用南瑞ON2000型调配一体化系统，安装线路为：10kV东南线、10kV东北线、10kV西城线、10kV丁园线，安装柱上真空配电开关12个，开关电源变压器SPS（双组）12个、配电自动化故障检测远方终端RTU-DA 12套，接口采用RS232数据接口，数据传输使用Omate数据光端机，利用双芯光

18、纤形成自愈环状通讯网。2、系统实现功能a.配电SCADA（数据采集与监视控制系统）功能：实现了对实施范围内10kV线路联络开关的实时监控。b.馈线自动化（FA）功能：供电网络的拓扑分析，故障区段的判断、自动隔离和非故障段的自动恢复供电。c.接入公司调度自动化主站系统：通过个终端的数据光端机向调度主站系统发送报文，方便调度值班人员在同一平台内查看数据、设备运行状态、执行操作。3、系统存在问题经过近7年的实际运行，从实际使用和维护情况来看，由于受到当时技术及开发条件的限制，系统功能已不能适应智能配网建设的需要，主要有以下几方面问题：a.传输系统采用普通数据光端机，接口采用RS232数据接口，因为组

19、网能力差，传输速率低，接口单一，制约了配网自动化扩展性。b.终端设备户外运行环境恶劣，电子元器件损坏严重，产品存在技术缺陷，运行可靠性不高，影响馈线自动化功能的实现，更影响了配电自动化系统的稳定运行。c. 主站系统仅关注了配电SCADA和馈线自动化功能应用，没有在PMS（生产管理系统）等系统应用的基础上持续深化，管理功能不强，满足不了配网生产、运行和管理的需要。建设前期受限于配网标准的不完善，信息缺乏规范性和标准性。忽视了对其它相关系统和信息的整合和关联，尤其是GIS（地理信息系统）与SCADA之间的模型、图形和接口等没有切实可行的解决方案，直接导致了后期应用无法实用化。原配网自动化由于信息量

20、少、数据不准确，系统已不用鉴于以上问题，根据国家电网公司配电自动化技术导则、配电自动化建设与改造标准化设计技术规定，原有系统已不能满足目前配电自动化建设需求，需要新建配网自动化主站系统及配套通信网络。3.7 配电自动化相关信息系统现状配电自动化相关信息系统主要包括调度自动化系统、营销管理系统、95598客服等其它系统，这些系统都已经在生产、运行以及管理中得到了良好的应用，有效提升了电业公司工作效率和精益化管理水平。但这些系统都是在不同时期，基于各自专业需求分别独立开发的，各系统间的信息集成度不高，未实现信息和资源交互与共享，存在“信息孤岛”，导致一些综合性应用无法实现。1、调度自动化系统（EM

21、S）电业公司调度自动化主站系统于2005年12月投入运行，采用南京南瑞集团公司生产的ON2000调配一体化主站系统，配置双前置服务器、双后台服务器、2台调度工作站、1台监控席、2台维护工作站；通道采用光纤232数字接口，依次传递至通道箱、终端服务器、交换机及前置机。系统实现了遥控监护、事故反演、语音告警、动态着色、事故保护信号推画面、双通道自动切换等基本功能，潮流计算、网络拓扑、状态估计、负荷预测等高级应用，在线修改图、库、表，数据库备份与导入等维护功能。实现了对变电站实时数据采集、远程操作、监视等功能。2、营销管理系统山东电力集团公司统一开发建设，该系统通过构建信息高度共享、流程运转通畅、科

22、学规范统一的营销管理与服务平台，实现了营销管理工作的精益化、专业化、集约化，具备电费、计量、业扩、用电、收费、线损等功能模块，实现了营销业务的全过程管理。3、95598客服系统95598客服系统由山东电力集团公司统一开发建设，接收并处理95598中心派发的信息查询、故障报修、业扩报装、投诉举报、建议表扬等工单，按业务内容转相关部门处理，并进行协调、跟踪、督办、反馈、监督和考核。及时报送停电信息、电网故障类信息和服务突发事件等信息。同时该系统为客户提供业务咨询、服务投诉等服务，同时通过多通信手段向客户发布停电信息、电费信息等内容，为用户提供优质的服务。4、PMS系统目前尚无PMS系统，计划按照集

23、团公司统一部署，提前考虑系统建设平台，建设PMS系统，实现供电企业的日常管理功能，本期在配网自动化主站机房预留机柜和服务器位置。5、GIS系统目前尚无GIS系统，计划按照集团公司统一部署，提前考虑系统建设平台，通过GIS系统建立和维护设备的空间关系和拓扑关系，实现设备在地理信息图上的可视化展现，本期在配网自动化主站机房预留机柜和服务器位置。6、电力用户用电信息采集系统山东电力集团公司统一开发建设，电业公司服务器部署在德州供电公司，该系统集电能量信息采集、监控、负荷控制、电能量信息分析、远程预付费决策于一体，构建了一个信息高度共享、运转通畅、科学规范的实时数据采集与监控平台。3.8 配电管理现状

24、电业公司乡镇电管部是配电生产的归口管理部门，负责10kV及以下配网的安全生产、城网改造、大修技改、运行维护、生产计划、项目审批等管理工作。相应供电所和城区两站（城区两站归营销部管理）是配电运行检修部门，负责10kV及以下配网一次设备、配电终端的运维，由生产技术部进行专业化管理。公司调度中心是配网调度指挥部门，下设调度班，值班方式为“三值四运转”，调度班现有人员8人（1个调度班长，1个调度副班长，6个调度员），每值有2人，在调度业务上负责电业公司调度管辖范围内的电网设备调度管理。调度员通过调度自动化系统提供的变电站10kV出线间隔的实时信息实现对配电线路监控，通过调度自动化系统提供的配电线路单线

25、图指挥运行人员现场的倒闸操作。4 规划目标4.1 整体规划目标根据山东电力集团公司建设坚强智能电网总体发展战略，结合电业公司城市中心区配电网实际，充分利用现有网架、设备资源，以“提高供电可靠性、改善供电质量、提升配网管理水平”为目标，本期完成城市中心区域配电自动化建设与改造，开展配电自动化主站改造，并预留实现各类应用功能之间有机整合以及与调度、用电等环节的信息互动接口，彻底解决城市中心区配网调度“盲调”问题，提升配电网管理水平，确保配网可靠、高效、灵活运行，建成具有良好开放性、互动性的小型配电自动化系统，为全面建设小康社会提供安全、可靠、清洁、优质电力保障。4.1.1 2012年规划目标完成城

26、市中心区域配电自动化建设与改造，可解决城区配网“盲调”问题，开展配电自动化主站系统改造，预留接口，总线及生产指挥平台在后期工程中逐步进行建设。提升配电网管理水平，确保核心城区配网可靠、高效、灵活，实现小型配电主站运行。2012年建设区域：北至唐城路，南抵104国道，西至陵边路，东接东外环，改造7条线路，新增3条线路用于网架调整，重点保障政府机关、医疗卫生部门、文化场馆、中心商业区等重要用户用电，提高供电可靠性，实现配电自动化。4.1.2 预期效果通过城市中心区域配电自动化建设，优化改造配电一次网架，改造小型配电自动化主站，后期工程中逐步实现各核心业务系统信息互动化应用，为配网管理提供了有力的技

27、术、数据支持，最终实现营配调信息交互一体化运行管理模式。4.1.3 工程实施前后配网对比本项目建成后，主要经济技术指标对比如表4-1。表4-1 城市中心区域主要经济技术指标预期指标现状预期成效供电可靠性（RS-3）99.922%99.99%用户电压合格率99.221%99.65%10kV综合线损率8.614.03%满足“N-1”线路比例0%100%开关站“三遥”比例00环网柜“三遥”比例0100%电缆分支箱“一遥/二遥”比例00分段、联络开关“三遥”比例0100%用户分界开关“二遥”比例0100%柱上变压器“二遥”比例100%100%配电终端覆盖率100%100%（1）提高供电可靠性通过馈线自

28、动化的实施，大幅度减少非故障线段供电恢复时间及故障查找时间，通过在用户产权线路应用分界开关，确保用户故障不影响配网线路运行。通过合理调整线路分段，减少停电范围；通过实施配电设备状态检修，科学制定线路检修计划，预计停电工作可减少60%，预计城市中心区域的供电可靠性（RS-3）将从99.922%提高到99.99%。（2）减少综合线损，提高电压合格率通过一次网架优化和改造，增大线路线径，缩短线路供电半径，通过配电自动化信息的实时监测，合理调整负荷侧设备的运行方式，优化配电线路负荷，实现配电网经济运行，减少线路理论线损，提高了电压合格率。（3）优化一次网架，实现配电自动化通过一次网架优化和改造，实施区

29、域配电网线路应满足供电安全N-1准则要求，形成以“二遥”、“三遥”为主的配电自动化模式。4.2 一次网架和设备规划目标建设坚强配电网架，实现配电网安全、可靠、优化、经济运行，具有较强的灵活性和适应性。（1）目标网架正常供电方式下满足“N-1”准则，重要用户满足“N-2”要求。单联络、两联络、三联络线路最大负荷分别控制在额定容量的50%、67%、75%以下，实现线路经济运行和负荷相互转供。（2）线路采用多分段、适度联络的接线方式。每个分段宜与其它线路设一处联络，末端分段一般与异站线路建立联络，每段负荷尽量均衡并留有裕度。（3）对现有一次设备按照配电自动化要求并结合设备现状进行改造，根据功能定位合理选择不同的配电自动化实现方式，形成以“二遥”、“三遥”组成的多样化的配电自动化模式。（4）新建配网项目应该按照目标网架要求，在设计之初就按具备配电自动化“三遥”功能进行考虑，在建设时同步建成。目标网架典型接线方式如下：图4-1 电缆线路单联络接线图4-2电缆线路两联络接线图4-3电缆线路三联络接线4.3 配电自动化主站系统规划目标配电自动化主站系统以面向配电调度和生产指挥为应用主体进行建设，实现对配电网的监视