共青城智能电网综合示范工程建设实施方案.doc

共青城智能电网综合示范工程建设实施方案 目 录1 前言11.1 配电自动化11.2 物联网22 编制依据53试点区域现状83.1 共青城电网现状83.2 试点区域配电网现状93.3存在主要问题144建设目标164.1 总体目标164.2 配电自动化规划目标174.3 目标构架175实施方案205.1 一次网架建设205.2 配电设备建设245.3 配电终端建设265.4 配电通信网通信系统建设方案415.5 配电自动化主站系统425.6 物联网实施方案565.7 变电站无人值班改造实施方案716投资估算776.1 配电自动化投资估算776.2 物联网投资估算796.3 变电站无人值班改造投资估算837预期效益847.1 经济效益847.2 社会效益868进度安排87共青城智能电网综合示范工程建设实施方案1 前言1.1 配电自动化配电网是电力供应链的末端，是直接面向社会和广大客户的重要能源载体，是保证供电可靠性、电能质量、提高电网运行效率、效益和优质服务的关键环节。配电自动化是提高配电网供电可靠性、供电质量、供电能力、实现配电网高效经济运行的重要手段，是智能电网建设的重要内容，是向广大电力用户诠释以“信息化、自动化、互动化”为特征的智能电网理念的重要窗口，对提升电网公司运营效益和服务水平，促进社会可持续发展具有重要意义。配电自动化能够实现电网故障识别、故障隔离和自动供电恢复，体现智能电网的“坚强自愈”特性；能够支持分布式电源接入，实现对各种能源的优化管理和控制，实现智能电网的的“清洁环保”；能够提高资产利用率与运行效率，降低线损，同时通过信息交互和应用集成，实现配电信息应用系统的无缝集成，实现电力设备的全生命期管理和生产的精细化的全业务流程化管理，体现智能电网运行的“经济高效”；通过停电管理和WEB系统等应用，可以实现与用户的双向互动，让广大电力客户直接感受到智能配电网所带来的高质量、人性化的服务，体现智能电网的“友好互动”。#共青城位于庐山南麓，鄱阳湖之滨，处于昌九工业走廊中段，交通便利，内有共青开放开发区，被赋予省级外资审批权，2010年又被批准为县级市，在中部地区的中小城市发展中具有突出的地缘比较优势和政策环境优势。共青城智能电网综合示范工程中配电自动化项目将按照国家电网公司配电自动化建设相关原则和导则的要求，分析当前共青城试点区域配电网的网架结构、用电发展状况及目前配电自动化发展水平，结合配电自动化领域技术与装备的最新进展，制定适合共青城地方电网特点的配电自动化建设方案。本项目方案根据智能电网建设需求，通过对配电网架、一次设备、通信设备及网络、配电主站系统的建设和改造，提高共青城核心区域的配电网供电可靠性和供电质量，提升供电企业的运行管理水平和服务质量，创造良好企业经济效益和社会效益，为我国中小城市城区智能配电网建设进行示范。1.2 物联网随着无线网路、硬件及传感器技术的发展，物联网技术在全球范围内迅速升温。美国IBM公司推出“智慧地球”战略，并得到奥巴马总统的积极回应，将物联网技术作为振兴美国经济的重要支撑技术；2009年6月欧盟委员会向欧盟议会、理事会和欧洲经济和社会委员会及地区委员会提交了欧盟物联网行动计划，意在引领世界物联网发展；日本、韩国及新加坡等国家也发布了物联网领域相关发展计划。2009年8月7日 温家宝总理考察中科院无锡高新微纳传感网工程技术研发中心时发表了发展传感网的重要讲话，提出要早一点攻破传感网核心技术。随后工信部提出了要进一步研究发展中国的传感网、物联网，加快传感中心建设，推进信息技术在工业领域的广泛应用。鉴于物联网具有全面感知、可靠传送和智能处理方面的优势，在电力系统建设特别是坚强智能电网建设中必将发挥巨大的作用。据最新研究，80%的智能电网业务与物联网技术有关，遍布发电环节接入到检测，变电的生产管理到安全评估与监督，配电自动化到电力检测，用电信息采集及营销，具体如图1-1所示。充分应用物联网技术的优势，提升智能电网各环节技术水平，开拓物联网技术在智能电网应用新领域是今后很长一段时间内智能电网技术研究的重要课题。图1-1 物联网技术在智能电网各环节中的应用2 编制依据(1) QGDW 625-2011配电自动化建设与改造标准化设计技术规定(2) 国家电网调2011168号 中低压配电网自动化系统安全防护补充规定（试行）(3) 关于组织制定智能电网输变配电试点工程建设实施方案的通知（生综2009151号）(4) 关于组织做好配电自动化试点工程建设实施方案的通知（生配电2009192号）(5) 国家电网智能化规划编制工作大纲(6) 地区电网数据采集与监控系统通用技术条件(7) DL 451循环式远动规约(8) DL/T 550地区电网调度自动化功能规范(9) DL/T 599城市中低压配电网改造技术导则(10) DL/T 630交流采样远动终端技术条件(11) DL/T 634.5-101远动设备及系统标准传输协议子集第101部分(12) DL/T 634.5-104远动设备及系统标准传输协议子集第104部分(13) DL/T 721配电网自动化系统远方终端(14) DL/T 814配电自动化系统功能规范(15) Q/GDW 212电力系统无功补偿配置技术原则(16) Q/GDW 370城市配电网技术导则(17) Q/GDW 382配电自动化技术导则(18) 配电自动化试点建设与改造技术原则(19) QGDW370 城市配电网技术导则(20) QGDW 156 城市电力网规划设计导则(21) IEC 60870Telecontrol Equipment and Systems(22) IEC 61968Application Integration at Electric Utilities - System Interfaces for Distribution Management(23) IEC 61970Energy Management System Application Program Interface (EMS-API)(24) GB/T 13730 地区电网数据采集与监控系统通用技术条件(25) DL/T 667 继电保护设备信息接口配套标准(26) 电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护规定(27) 电监安全200634号电力二次系统安全防护总体方案(28) GB 1984-2003高压交流断路器(29) GB 3804-20043.6kV40.5kV 高压交流负荷开关(30) GB 3906-20063.6kV40.5kV交流金属封闭开关设备和控制设备(31) DL 406-1991 交流自动分段器订货技术条件(32) DL/T 401-2002高压电缆选用导则(33) DL/T 402-2007高压交流断路器订货技术条件(34) DL/T 404-2007 3.6-40.5kV交流金属封闭开关设备和控制设备(35) DL/T 601-1996架空绝缘配电线路设计技术规程(36) DL/T 5221-2005城市电力电缆线路(37) JB/T 3855-2008高压交流真空断路器(38) 国家电网公司标准化建设成果（输变电工程通用设计、通用设备）应用目录3试点区域现状共青城位于#北部、庐山南麓、鄱阳湖之滨，地处昌九工业走廊中段，被誉为“鄱阳湖畔的明珠、京九线上的名城”，集开放开发区、台商投资区、生态试点区、“三高”农业试点区、候鸟自然保护区于一体。京九铁路、昌九城际铁路和昌九高速贯通南北，交通十分便利。近年来，随着的投资环境的进一步改善，以及沿海产业经济向内地的辐射和转移，共青城地区经济快速发展。2010年共青城被批准为县级市，其社会经济发展的综合比较优势将进一步放大。预计未来十年共青城经济和社会将进入全面推进、加速发展阶段，一座新兴之城将崛起于鄱阳湖畔，赣北大地。3.1 共青城电网现状截止2009年底,共青城电网无发电设备，所有供电均来自大网趸售，共青供电公司是共青城电力唯一供应商，2009年最高供电负荷27MW（截止2010年10月最高负荷为31.4MW），09年全社会用电量1.34亿KWh。共青供电公司目前所辖3座变电站：110kV青年创业园变、35kV城中变和35kV富华山变，2011年计划再建一座35kV南湖变，其中青年创业园变电站1台主变，主变容量40MVA；城中变电站2台主变，容量均为6.3MVA；富华山变电站2台主变，容量均为8MVA。这4座变电站均由共青220kV变电站主供，城中35kV变电站备用电源为德安110kV河东变电站，并通过110kV河东变为共青220kV变电站提供检修电源。共青城35kV及以上输电线路情况如图3-1所示。图3-1 共青城电网输变电示意图3.2 试点区域配电网现状3.2.1概况本次智能电网示范工程选定的配电自动化试点区域为新东畜环和北湖环，其中新东畜环由新村线、东城线和畜牧线构成环网，北湖环则由城中变的北峰线、环湖线及35kV南湖变一条新建线路构成环网。这两个配网环路位于市区核心功能区域，是共青城的政治、文化和商业中心，市政府、学校、医院、大型商场超市等均座落于此。图31 北湖环试点区域图33 新东畜环试点区域新东畜环和北湖环试点区域10kV配电线路共计6条，总长为42.049km（包括即将新建的1km），其中电缆长度5.049km，柱上开关15台，配变195台，总容量52291kVA。其中，公变121台，容量31005kVA，最大负荷14MW。试点区域配电设备统计见表21。表21 试点区域配电设备统计设备类型公用和专用总数公用数10kV线路（条）6610kV线路长度（公里）47.04947.049电缆线路长度（公里）5.0495.049架空线路长度（公里）4242柱上真空开关（台）1515配电变压器（台）1951213.2.2 接线方式及保护从接线方式而言，新东畜环和北湖环属于多分段多联络的接线方式。正常情况下，10kV配网线路按照环网接线，开环运行的方式，负荷转移时，允许短时间并环运行。所有10kV配电开关均由现场工作人员手动操作。10kV线路出口开关配置三段式过流保护。10kV线路的保护功能主要由变电站出线开关保护提供，含架空线的线路投入重合闸，当架空分支线内发生故障时，分支线开关与变电站出线开关均跳闸，切除故障，再由重合闸恢复主干线路的供电。变电站及配电线路上均没有消弧线圈，为非接地系统。配电线路统计情况见表02。表02 试点区配电线路现状统计表序号线路名类型主线型号电缆全长(km)架空全长(km)最大电流(A)接装容量(kVA)分段数联络数1新村线混合JKLYJ-120、YJV22-31202.14318.6751205350112东城线混合JKLYJ-120、YJV22-31200.233.60824012425233畜牧线混合JKLYJ-120、YJV22-31200.3779.25229018965224北峰线混合JKLYJ-120、YJV22-31201.0144.46523015563115环湖线混合JKLYJ-70、YJV22-3703.2.3 一次设备情况试点区主线上的柱上开关15台，其中分段开关7台，联络开关4台；分支开关4台。柱上开关均采用真空断路器，配置弹簧操作机构，操作采用手动分合闸方式。柱上开关主要采用ZW6-12型柱上真空断路器。试点区域配电变压器共计195台，其中杆变192台，箱变3台，总容量52291kVA。2002年农网改造，原有的配变进行了更换，目前配变运行时长都在10年以下。表03 试点区配变数据统计表按型号划分杆变（台）S9以下0S9及以上192箱变（台）S9以下0S9及以上3按容量划分杆变（台）315kVA及以下162400kVA及以上30箱变（台）315kVA及以下0400kVA及以上33.2.4 通信网络情况目前，共青城户外配网没有调度通信网络，没有通信通道实现配网信息的远方采集、通信和控制指令下发。3.2.5 配电自动化相关系统目前共青城存在与配网运行管理相关的3个系统。（1）调度自动化系统（EMS）共青城电网调度自动化系统为武汉希文XWS21系统，于2008年8月投运，主要功能包括SCADA、PAS、AVC等，硬件采用DELL服务器。共青电网调度自动化系统自投运以来，已接入变电站3座，在电网的实时监控和电网的安全、经济、稳定运行等方面，发挥了重要作用，同时也为生产、管理部门的科学决策提供依据。现有的调度自动化已运行三年，其硬件及软件平台尚能适应电网的快速发展。 (2)配网生产管理系统根据国家电网公司“四统一”原则，共青供电公司使用的配网生产管理系统是由国网公司统一设计、推广应用的，系统包括了配电专业的设备管理、运行管理、检修管理、计划任务管理等功能模块。根据#省电力公司统一部署，共青供电公司配网生产管理系统（PMS）2009年3月开始数据录入，09年7月开始试运行，主要开展生产管理系统设备台帐及运行中心、任务中心的各项功能应用。包括城市配电线路台帐资料、巡视记录、故障记录、缺陷记录、月度检修计划、任务单等。按照统一部署，共青供电公司PMS应用已经进入实用化阶段，各种生产信息日益完整，运行良好。(3)电能量信息采集系统共青供电公司电能量自动采集系统于2010年12月底基本建成。系统代替了人工抄表，提高了数据的同步性、及时性、准确性和完整性；系统对各类平衡率进行自动统计，提高了统计计算速度和自动化水平；利用系统进行分等级考核，提高了企业的管理水平和效率；各营销部门可通过SG186采集系统查看所有数据和报表，提高了电能数据的利用率。系统分主站和采集终端两部分，将集中器和智能电表的数据导入SG186营销系统，通过营销系统将集中器和智能电表的数据传送到省公司集抄主站，各集抄台区电表箱通过集抄器将数据传输到集中器，集中器通过GPRS通信专用通道传输至省公司主站。3.3存在主要问题l 网架尚不完善，10kV公用线路负载不均衡，部分线路负载率较高，如北峰线、东城线 最大负荷电流分别达240A 、290A。目前存在着负荷无法进行转供的情况，不能满足线路N-1准则要求。目前共青试点区导线线径为JKLGYJ-120最大承受电流320A，最大负荷在5000kW左右。如果一条线路出现故障由另外线路供电，线路出现卡脖子现象，电流将超过线路最大允许电流，目前由于房地产开发住户没有全部进驻入住率不高但是全部入住后负荷还继续上升，所以为了保障用电，线路的主线及电缆必须更换。l 对分支的隔离不够，部分分支线路采用刀闸联络，当一些分支故障（占整个系统故障的70%左右）时会影响到整条线路的正常供电。l 所有分段开关均为户外开关，目前无开关柜、环网柜及开关站；所有分段开关均为手动都需要更换为电动开关。开关未安装PT/CT，无远动采集，也无远动控制。l 配电变压器运行状态没有进行信息采集，运行状态无法得到有效的监控。l 从变电站骨干通信网节点向下覆盖（10kV配电网线路、开关站、环网柜、柱上开关、分支箱、配电变压器等设备）的配用电通信网尚未建设。4建设目标4.1 总体目标4.1.1 配电自动化建设目标依据国家电网公司智能电网和配电自动化建设的框架和原则，结合共青城社会经济和配电网发展现状，通过电网网架结构的优化，配电自动化和智能电网技术的综合应用，提高共青城配电网用户供电可靠性、供电质量、管理水平和服务水平，实现电网结构优化、运行经济；实现实时、准确和全面的配电网监控；实现智能配电网主站技术支持系统；综合体现智能电网“信息化、自动化、互动化”的特征，向广大电力用户诠释智能电网理念和建设成就，探索符合共青城试点区域特征的智能配电网的建设和发展模式。4.1.2 物联网建设目标在共青城智能电网示范区内，结合配电自动化工程，在实施配电自动化改造的10kV配电线路上应用物联网技术对设备状态进行在线监测；建设监测系统信息集成主机，将设备状态信息实时送入配电自动化系统，实现配电线路智能巡检，为配电线路的“自愈”奠定基础。4.2 配电自动化规划目标共青城配电自动化试点工程建设应达到以下目标：（1） 试点区域符合N-1的可靠性要求；（2） 试点区域供电可靠性达到99.96%，电压合格率达99.9%；（3） 全网实现“一遥”功能，试点区域实现“三遥”功能；（4） 试点区域实现馈线自动化功能，实现快速故障隔离和非故障区供电恢复，故障识别、隔离及恢复时间3min；（5） 配电网架优化、灵活，运行经济。（6） 通过信息交互总线，实现调度、生产、营销等相关系统的信息交互和应用集成，为配网调度、生产运行、客户服务等工作提供便捷、高效、准确的信息技术支撑和业务流程支撑。构建集成型配电自动化系统，为配电系统的智能化建立基础。4.3 目标构架按照配电自动化建设与改造标准化设计技术规定，同时考虑到共青城项目作为国网公司的综合试点工程，需要起到一定的示范作用，同时兼顾共青城配网的实际情况，推荐选用“基本功能+扩展功能（配电应用及智能化部分）和信息交互功能”构建系统，通过信息交互总线整合信息，实现部分智能化应用，为配电网安全、经济运行提供辅助决策。 共青城智能电网配电自动化系统结构图4-1所示。图4-1配电自动化系统结构整个配网自动化系统采用2层体系架构，具备配电SCADA、馈线自动化、电网分析应用及基于信息交互总线的企业应用系统集成等功能，主要由配电主站、配电终端和通信通道组成。配电主站：配电自动化主站系统的基本功能实现配电SCADA的完整功能，包括：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网络工况监视等。扩展功能实现集中型馈线自动化功能，能够通过配电主站和配电终端的配合，实现配电网故障区段的快速切除与自动恢复供电，并可通过与上级调度自动化系统、生产管理系统、电网GIS平台等其他应用系统的互连。配电终端：在配电室、环网柜、箱式变电站、柱上开关、配电变压器、配电线路等配电设备上配置DTU、TTU、FTU等配电终端，实现对配网设备及线路的信息采集，包括电压、电流等模拟量数据量测，故障指示器信号和开关运行状态监测，以及一些重要的非电量参数和状态等信息的采集，并对得到的数据实现管理和远程传输，执行遥控功能，同时还具有故障检测等功能。试点工程一次设备应配备相应的电动操动机构，满足“三遥”要求。通信网：建立全光纤方式的配电接入层通信网络，并在变电站安装OLT设备，采用光纤EPON技术与所辖区域内配电终端通信，负责配电终端的数据汇集、处理与转发，再通过变电站至监控中心的光纤骨干网与主站通信。整个配电自动化系统的信息交互按照IEC 61968标准的总线机制进行设计，采用面向服务的架构（SOA）和粗粒度的消息机制，实现各个系统之间的松耦合。预留与SG186系统总线进行信息交互的接口，实现上一级调度自动化系统、通信网管系统、电网GIS系统、营销相关应用系统（95598系统、营销管理系统、用电信息采集、营销负荷控制系统）、SG186系统（PMS/ERP/ECM等）、综合信息智能电网可视化平台等系统之间的跨区信息交互与业务整合。5实施方案5.1 一次网架建设5.1.1 建设原则采用环网供电、开环运行的方式，具备互联互供能力，达到“N-1”的要求，线路分段点与联络点设置合理，网架结构清晰可靠。5.1.2 实施方案(1)对新东畜环和北湖环10kV主干架空线20公里截面全部更换为240 mm2，电缆5公里。新东畜环2010年最大负荷为6200KW，此供电区域为共青老城区，负荷较稳定，增长率较低，按年增长率6%计算，至2015年，新东畜环最大负荷为8300KW，改造后的LGJ-240导线可满足负荷需求。北湖环2010年最大负荷为3600KW，区域内含共青金湖镇，目前负荷较小，增长潜力较大，按年增长率10%计算，至2015年，北湖环最大负荷为5800KW，改造后的LGJ-240导线可满足负荷需求。(2) 新增5台环网柜，替代CK01互助队、XK01高尔夫、AK01星光、AK04华远、AK08鸭鸭大厦5台柱上开关。环网柜推荐采用环保型固体绝缘环网柜。CK01互助队环网柜示意图XK01高尔夫环网柜示意图AK01星光环网柜示意图AK04华远环网柜示意图AK08鸭鸭大厦环网柜示意图(3)更换10台柱上真空断路器，以增加开关的远方操作功能。(4)将机械厂A16、宝山畜牧场J01、老屋岭C02、消防路口C05、老屋岭坡下D04等T接分支线上刀闸更换为柱上真空断路器，共计9台。5.1.3停电施工的可靠性分析试点区域配电自动化建设需对新东畜环和北湖环主干线缆更换，15台柱上开关更换改造等。如此密集频繁的线路停电工作，对供电可靠性管理特别是综合停电管理工作提出了更高的要求。主要应对措施如下：(1) 根据配电自动化改造工程量，倒排工期，合理安排停电计划。将配合主网工作、配电自动化改造、检修及其他配网工作进行平衡，从源头上控制重复停电次数。涉及配电自动化建设的所有工作，包括一次网架改造、一次设备改造和设备二次部分改造等应按线路统一安排。(2) 停电方案制定与优化、负荷转供路径选择、停电区域分析等必须严谨，在保证安全生产的前提下最大限度减少停电时户数的损失。设计单位和施工单位提前到现场勘察，制定施工方案，提前做好现场停电前的准备工作。(3) 配电一次网架优化改造中能带电作业带电实施的，均采用带电作业方式，减少停电时户数损失。出线电缆更换可将线路负荷转供，无法转供的线路必须结合设备一、二次改造同步实施。(4) 加强施工过程管理和停送电管理，实行过程验收，检修完毕后应立即送电，缩短设备停送电状态转换时间。5.2 配电设备建设5.2.1 设备一般要求(1) 所有一次设备满足动、热稳定性能要求。(2) 柱上断路器应采用固封极柱式真空断路器，采用永磁式操动机构，可实现手动、远程电动操作。(3) 环网柜推荐使用环保型固体绝缘固定式环网柜。(4) 避雷器采用无间隙金属氧化物避雷器，复合绝缘外套，不推荐使用过电压保护器。(5) 10kV架空线采用绝缘导线，10kV电缆采用交联聚乙烯电缆。(6) 环内一次设备应满足“三遥”要求，并配备相应的电动操动机构；(7) 配电自动化实施区域的站点应提供适用的配电终端等电子装置和电动操动机构的工作电源。5.2.2 配电接入层站点配置原则在试点区内实现配电自动化，其基本原则为：(1) “三遥”的覆盖率100%，并配备相应的电动操动机构和交、直流电源；(2) 开关设备配置4常开4常闭辅助触点；(3) 每台开关至少内置两相保护测量CT（Ia, Ic,二次侧输出5A），预留输出接口。(4) 至少应在柱上开关的电源侧和负荷侧各安装一个电压互感器(Uab，Ucb，PT变比10kV/220V，双绕组，一组测量，一组供电（大于500VA）。电压互感器作用有三：、为FTU提供工作电源；、为FTU提供采样电压；、直接或间接为开关提供操作电源。(5) 开关配置有与FTU连接的电缆。(6) 具有远方和就地两种控制方式的转换开关；正常方式下应采用远方遥控控制方式，当上述设备需要检修和维护时，应采用就地控制方式。5.3 配电终端建设5.3.1应用对象和类型配电终端应用对象主要有：户外柱上开关、配电变压器、配电线路及环网柜等。根据应用的对象及功能，配电终端可分为馈线终端(FTU)、配变终端(TTU)、环网柜终端(DTU)和具备通信功能的故障指示器等。FTU、TTU及DTU安装范围为配电自动化试点区域，故障指示器安装范围为整个共青城配电网，其中试点区内故障指示器安装在配电线路主干线上，原则上距离150米左右安装一组，故障指示器在试点区外只安装在柱上开关处，共计33组。5.3.2基本要求配电终端应满足如下要求：(1) 配电终端应采用模块化设计，具备扩展性和可替换性；(2) 配电终端应具备运行信息采集、事件记录、对时、远程维护和自诊断、数据存贮、通信等功能；(3) 除配变终端外，其它终端应能判断线路相间和单相等故障；(4) 支持以太网或标准串行接口，与配电主站之间的通信宜采用符合DL/T 634远动设备及系统和DL 451循环式远动规约标准的101、104通信规约和CDT通信协议。5.3.3本期配电终端配置在新东畜环和北湖环户外开关配置FTU，在区域用户台变配置TTU，实现对配网设备、线路和变压器的信息采集，包括电压、电流等模拟量数据量测，故障指示器信号和开关运行状态监测，以及一些重要的非电量参数和状态等信息的采集，并对得到的数据实现管理和远程传输，执行遥控功能，同时还具有故障检测等功能。5.3.4 FTU功能技术要求l 功能要求：FTU至少应该具备下列功能：1）信息采集和处理：采集状态量信息。采集开关正常电流。采集交流输入电压，监视馈线的供电状况。识别馈线发生的短路故障。2）设置功能：时钟设置，接收上级的校时命令。参数设置，可设置电流、电压整定值等各种组态参数。3）事件记录及上报功能：记录开关状态变化的时间并上报。记录馈线发生短路故障的时间并上报。记录电源发生故障的时间并上报。4）电源失电保护功能：具有失电数据保护功能，记录的数据能长期保持，不丢失。具有备用电源，主电源失电后至少能维持FTU正常运行8小时以上。具有电源监视功能，在主电源失电、备用电源输出电压过低时产生故障信号，以状态量变位的方式上报并有时间记录功能。5）通信功能：与上级站（如主站、子站等）进行通讯，将采集和处理的信息向上发送并接受上级站的命令。6）自诊断、自恢复功能具有自诊断功能。具有上电及软件自恢复功能。具有软、硬件watchdog。7）调试功能通过串行接口可以当地调试。各种指示灯指示运行状态。8）遥控功能接收并执行遥控指令，控制开关的开、合，并具有当地控制功能。采取“选择控制对象-返送校核-操作执行命令”的方式。在同一时刻只允许选择一个控制对象。9）输入、输出回路安全防护功能电压输入回路具有熔断器保护措施。电流输入回路（航空插头上）具有防开路保护措施。控制输出端子板上提供保险刀闸，可以明显地断开控制回路并有熔断器保护。遥信输入回路采用光电隔离,并具有软、硬件滤波措施,可防止输入接点抖动或强电磁场干扰误动。l 性能要求：1）交流采样 电压输入标称值：220V 50Hz 电流输入标称值：5A 50Hz 电压电流采样精度：0.5级 有功采样精度：0.5级 无功采样精度：1.0级 短期过量交流输入电流施加标称值的2000%（标称值为5A)，持续时间小于1S，系统工作正常 容量：2U3I2）遥信采集 分辨率小于10毫秒 软件防抖动时间10-60000毫秒可设 容量：至少4个3）遥控 输出方式：继电器常开接点 接点容量：AC277V,10A；DC30V,10A 容量：至少一分一合。4）功耗 FTU整机功耗15VA（不含通信模块）5）通讯 2个RS232串行口，2个以太网口 通讯协议：IEC60870-5-101、IEC60870-5-104协议6）可靠性指标 平均无故障时间（MTBF）50000小时（不包含备用电源）7）防护性能户外机箱防护性能：防尘、防雨、防腐蚀，符合GB/T 4028-1993规定的IP54级要求8）环境条件 装置工作环境如下 温度范围： -40+70 湿度： 5%95% 大气压力： 86106KPa 5.3.5 TTU功能技术要求l 功能要求：1）采集用户侧电压、电流、有功、无功、功率因数等参数；2）监视用户侧用电电压、电流等越限情况；3）统计供电线路停电次数及停电时间；4）监视用户负荷变化；5）监视用户三相电流的平衡度；6）能计算：u 三相电流不平衡率u 电量（5分钟电量、小时电量、日电量、月电量、年电量）u 线损、线损率（小时线损、日线损、月线损、年线损）u 电压合格率u 高峰、低谷功率因数7）统计功能u 每天极值：三相电压、三相电流、三相有功功率、三相输入无功功率、三相输出无功功率、总有功需量、总无功需量的极值及出现时间；u 每天越限起止时间及每次越限极值：三相电压、三相电流；u 每天停电起止时间：单相停电、总停电；u 每天电压合格率和供电可靠率。u A、B、C三相电压合格率u 月有功和无功的峰、谷、平、尖电量；u 三相电压、电流越限时间u 失压累计时间、断相累计时间u 当月运行时间u 总超限时间u 采样值（电压、电流、有功、无功、电度）最大值及其出现时间u 电流不平衡最大值及出现时间u 失压累计次数、累计时间、起始终止时间u 失流累计，包括： 次数、时间等u 断相累计，包括：次数、时间等8）无功补偿功能最多16级补偿，支持共补、分补和混合补偿功能，能根据主站指令进行电容器投切操作。9）通信功能 具有以太网、RS-232通信口，可以与通信装置连接，直接上传和接收控制信息。5.3.6 DTU功能技术要求l 功能要求：1) 环网柜DTU根据现场情况按不小于4个间隔的容量配置，且必须带有扩展功能，以满足一次设备扩容需要。2) DTU根据现场情况选择屏柜式或壁挂式3) DTU采用模块化、可扩展、低功耗的产品，具有高可靠性和适应性；由系统电源模块、主控模块、通信模块、接口模块等独立模块组成，便于今后升级和更换。4) 环网柜配置蓄电池，可供装置工作时间大于12小时，允许操作开关可分15次以上。5) DTU能够与不同的一次设备（如施耐德，ABB等）以及主站完好的配合，实现环网供电、故障隔离、负荷转代等功能。6) 提供至少2个以太网接口与主站通讯，2个RS232串口与其他智能装置通讯，串行接口可同步或异步，波特率110-57600bps，串口具有光电隔离保护。7) 软件方面，DTU必须具备与上级通信及接收并执行校时命令；能转发其他终端信息；能当地和远方进行参数设置；具有故障检测、事件记录、程序自恢复等功能，故障信号必须保持1分钟以上；具备多种通讯规约，能够根据用户的需求更改规约；具备通道监视、电源监视的功能。8) 具有远方及当地维护功能，能接收主站端的召唤、修改定值及参数命令，拥有参数设定、工况显示、系统诊断等维护功能；具有丰富的指示灯来显示设备运行状态及开关状态。9) 具有自诊断功能，各功能模块可以带电插拔，能自动检测各功能模块（遥测、遥信、遥控等）及主要芯片的工作状况，异常时能发出相应告警信号。10) 具有上送数据的任意排序及转发功能，对上送数据可以根据重要性进行排序，并根据必要性进行有选择性的转发，降低主站的负担，提高资源利用率。11) 具有双点遥信的处理能力，能采集开关的合、分闸信号，自动合成双点遥信上送。l 性能要求：1) 采集开关位置、终端状态、开关储能、操作电源和异常信号等状态量向配电自动化主站传送。遥信为无源节点。 2) 采集三相电压，采集每回路的两相电流，计算线电压、有功功率、无功功率、功率因数、频率，并应设置相应的越限报警，均向配网主站传送。3) 接收并执行“分、合”遥控命令进行操作，以及返送校核，与各种类型重合器、断路器和负荷开关配合执行。5.3.7故障指示器功能技术要求智能型线路故障指示器是可以指示线路故障电流通路的装置。使用线路故障指示器，可快速确定相间短路及接地故障区段，应用GPRS无线通信技术，可以构成远方自动故障监视系统。具体功能包括：1）自动识别短路故障：2）检测接地故障3）自动复位4）涌流制动：5）带电装卸6）全天侯指示5.3.8 配电终端配置方案本次配电自动化工程将实现城区10kV配电线路的监控、故障检测和用户用电情况，监控对象包括5台环网柜、19台柱上开关、195台配电变压器。表5-1 配电终端配置表设备名称型号数量备注FTU、DTU1配电柱上远方智能终端JKB-F600N19台配网FTU，光纤通信2配电站所智能终端JKB-D600N5台环网柜DTU，光纤通信4户外一次PT10KV/220V-500VA，0.5级精度,三相19台为FTU提供电源、电压5配变终端JKB-T600N195台TTU短路接地故障指示器SFC-100180只检测短路接地故障，进行当地显示5-2 新东畜环配电自动化改造方案图5-3 北湖环配电自动化改造方案图5.4 配电通信网通信系统建设方案结合共青城实际情况、综合各种通信方案的性价比的基础上，在本次配电自动化建设中，将采用EPON技术实现通信组网和无线公网GPRS互为备用的模式。EPON（Ethernet Passive Optical Network）是基于千兆以太网技术的无源光网络技术。EPON网络主要由局端OLT（Optical Line Terminal）设备和多个远端设备ONU（Optical Network Unit），以及连接这些设备的光分配网ODN（Optical Distribution Network）构成。5-4 EPON在配网自动化应用的网络拓扑图具体方案为：l OLT放置在35kV富华山变、城中变和南湖变电站，汇集变电站10KV出线上FTU、TTU的数据，然后利用变电站现有的以太网或2M接口上传主站。l ONU放置在FTU、TTU等装置同一柜内。ONU直接提供以太网和RS485/RS232接口监控开关量。l 一根光纤，通过多级分路器适应灵活拓扑表5-2 通信设备配置表设备名称型号数量备注通信类1自承式光纤45km2附件3ONU设备2194OLT设备3台分别放在富华变电站和城中变电站5.5 配电自动化主站系统5.5.1 系统架构共青城配电自动化主站系统构架如图5-5所示。图5-5 配电自动化主站系统构架配电自动化主站系统主要由平台层、服务组件层、应用层以及基于IEC61968/IEC61970的信息交互总线构成，并实现与外部系统（电网GIS平台、营销系统、配网生产管理系统等）的互联。平台层由商用库、实时库和数据接口组成，其中商用数据库包含配网设备模型、网络拓扑关系模型、计算模型、历史数据等模型和数据，实时库包含数据数据关系模型和实时数据CIM模型。平台层通过数据服务接口为服务组件层和信息交互总线提供数据支撑。服务组件层包括图形服务、流程服务、系统管理、安全服务等服务包。服务组件成通过服务组件适配器为应用层的各个应用提供服务支撑，通过总线模型适配器为信息交互总线提供服务支撑。配电自动化的应用功能包括配电SCADA、馈线自动化、电网分析应用、分布式电源接入控制及节能调度等软件包。其中电网分析应用功能主要包括网络建模、拓扑分析、潮流计算、状态估计等功能。基于IEC61968的信息交互总线是一体化基础平台和应用软件与配电企业内/外部系统进行信息交换的纽带，通过信息交互总线可以实现数据和模型的自动同步、配电数据管理的流程化、信息化和应用集成。信息交互总线可以实现用户的逻辑应用与企业各系统平台的解耦，具有很强的跨平台兼容性和可扩充性。5.5.2 系统目标（1） 实现完整的DSCADA功能和集中型馈线自动化功能，能够通过配电主站和配电终端的配合，实现配电网故障区段的快速切除与自动恢复供电，并可通过与上级调度自动化系统、生产管理系统、电网GIS平台等其他应用系统的互连，建立完整的配网模型，实现基于配电网拓扑的各类应用功能，为配电网生产和调度提供较全面的服务；（2） 通过信息交互总线实现配电自动化系统与相关应用系统的互连，整合配电信息，外延业务流程，扩展和丰富配电自动化系统的应用功能，支持配电生产、调度、运行及用电等业务的闭环管理，为配电网安全和经济指标的综合分析以及辅助决策提供服务，交互数据的格式应符合IEC 61970/61968协议；（3） 结合物联网监测数据，实现配电网自愈算法。5.5.3 系统功能5.5.3.1 配电实时、准实时状态监控功能（DSCADA）配电自动化系统首先通过DSCADA实时采集和分析配电网正常运行及故障情况下的运行状态，实现对10kV配电变压器及10kV线路柱上开关、配电装置等电气设备的监视和控制：（1） “遥信”：具备对各个遥信点开关位置信号、故障指示器信号、接地刀闸信号、隔离位置信号、SF6气体异常报警信号等状态量和配电终端及风机、水泵等辅助装置状态的遥信功能，遥信量可扩展。（2） “遥测”：具备对各个遥测点三相及零序电流、母线电压、有功及无功功率、功率因数、温度、直流电源电压等模拟量的采集功能，并可对电量和最大负荷、无功补偿装置投切情况等进行统计，遥测量可扩展。遥测数据传输支持主站召唤上传和遥测量越限后配电终端的主动上传。（3） “遥控”：对远方设备进行遥控操作，支持单点和序列控制，并具有校核信息返送功能。（4） “三遥”信息按实时性和重要性要求可实现不同优先级的分层分类采集，数据传输应满足国网公司配电网监控管理系统通信规约的要求。5.5.3.2 故障处理功能（DA）配电网故障停电时，通过对DSCADA采集的信息进行分析，判定出故障区段，进行故障隔离。在整个故障的处理过程中，系统根据配电网的运行状态和必要的约束判断条件生成网络重构方案，调度人员可根据实际条件选择手动、半自动或自动方式进行故障隔离并恢复供电。对于具备“三遥”条件的设备，系统在判定出故障区间后，调度员可以选择远方遥控设备或完全依赖系统自动处理故障。对于不具备遥控条件的设备，通过分析采集“二遥”或“一遥”数据，判定故障区段，调度人员根据系统的指示指导人员到现场进行故障隔离，采用故障的手动处理方式，达到提高处理故障速度的目的。整个故障处理应有完善的处理记录，包括故障定位与隔离、非故障区间的恢复供电、故障区间解除后的恢复送电和恢复原供电网络（或路径）。对故障处理过程进行完整的记录，为今后的分析提供必要的数据。系统能够对发生的各种配电网故障，如接地、短路等故障进行处理，并具有同时处理在短时间内多个地点发生故障的能力，如在雷雨等极端恶劣天气下发生大面积停电时也能对故障进行处理，快速恢复供电。（一）故障定位模式对于采用“两遥”及“三遥”自动化方式的区域，采取电流型故障判断模式，对线路上的开关站、前置配电装置、箱变、配电站、柱上开关等设备进行“两遥”改造，应用电流型模式DTU和TTU配电终端根据不同遥测点的电流进行故障定位。（二）故障处理模式采用电流型模式DTU和TTU配电终端配合电动操作机构实现三遥，配合通信及主站系统实现故障自动定位及自动隔离、恢复。遥控开关安装位置：主干分段点、联络点及分支馈出点。遥测信息：开关站、前置配电装置、箱变、配电站、柱上开关等设备处的电流。5.5.3.3 网络拓扑分析配电网网络结构复杂，通过网络拓扑分析能够提供出配电网的运行情况，如停电的范围、停电的用户、线路的供电电源等。其主要功能包括：根据网络拓扑结构，自动判断和推理，直观的用颜色来区分线路、开关、分段的停电、故障、充电等状态；对配电网的停电范围、故障范围和供电范围进行分析，列出相应的清单，及时通知停电用户，提高供电服务质量。5.5.3.4 负荷转移决策负荷转移决策系统能够为运行人员提供最优的运行方案，在故障等原因造成配电网运行方式异常时做出负荷转移方案，达到指导生产的目的，其主要功能包括：（1） 根据配电网设备的属性信息和实时运行信息自动决策出最优的负荷转移方案；（2） 能够实现多级负荷转移。5.5.3.5 停送电操作处理停送电操作处理系统能够对线路分段停电及恢复供电的整个过程进行辅助管理。根据运行人员指定的待停电线路分段，系统可以自动/手动编制出停电部分的隔离操作票，以及因此而导致停电的分段的负荷转移操作票。在需要恢复供电时，可以自动/手动编制出停电分段的恢复供电的操作票，以及恢复到停电前系统的倒闸操作票。停送电操作处理系统对停电、送电形成了一个闭环的辅助管理模式。5.5.3.6 停电用户信息统计配电自动化系统中，中压用户按供电优先级的高低依次可以划分为不同级别。当运行人员指定统计范围后，该系统可以给出统计范围内的所有用户名称和总用户数。此外，系统还存放有用户停电信息的基础数据，该基础数据可以描述一次停电事件（如故障停电、计划停电等）中，相关用户的停电开始时间和结束时间，从而实现停电用户统计、停电时间统计、停电时户数统计、停电用户分级列表显示等功能。5.5.3.7 节能调度，实现配电网优化重构随着配电网建设速度的加快，其网络结构已经越来越复杂，尤其是分布式电源的并网接入，同一用电负荷往往允许由不同的电源点供电，从而形成多种可能的网络运行方式。如何对此类运行方式进行优选，达到网损小、电压质