第 3 章 应用模式的实施
3.1 配电一次网架优化改造
3.1.1 网架优化改造原则（1）接线方式根据负荷预测与供电可靠性需求，应地制宜地选择的接线形式。电缆线路可采用单环网接线或者二供一备用、三供一备用等接线方式（图 3.1）。 【1】
架空线路除单环网线路和多供一备线路外，对部分用电负荷较为集中区域可采用网格式的电气接线方式，这种方式增加了分析判断的难度，也提高了实施自动化的难度，但是可以大大的提高一次设备应用率，（图 3.2）。【2】
考虑负荷增长，“十二五”期间负载率低于 50%的线路可采用单环网接线；“十二五”期间负载率超过 50%,或近期具备应用条件的线路，直接改造成 N供一备或网格式接线；当环内负荷达到或超过 70%时，采取新建线路将原有线路分开为两个环分头供电。
（2）联络方式当前应用区域共计12个站-站联络环线路，环内最大供电距离不超过5千米。
在现状基础上构建联络关系，节省投资，施工难度相对较小。此外，区内四座110kV 变电站中，高新变的三路 110kV 电源来自昌东变和艾湖变；青山湖变和江纺变均有两路 110kV 电源，分别来自昌东变和七里街变；而秀泊变的两路110kV 电源则均来自艾湖变。从加强配电网对上级电网进行支撑，提高站间负荷转供能力，降低局部停电、限电出发，应用区域内，特别是秀泊变供区，配电线路宜以站间联络为主。
但高新变供区范围大，区内的 7 回单放射线路位于火炬二路以南，周边没有其它 110kV 站点。若在该区域采用站间联络，不仅投资大，而且将导致供区重叠，交叉供电。
因此，本次网架改造以现有的站间联络环为主，在青山湖大道以东，火炬二路以南的区域采用站内联络。
（3）分段原则架空线路及电缆线路主干线的长度达到或超过 1 千米则增加杆上断路器开关或环网柜，或者将每个分段线路的用户报装容量控制在 4000 千伏安以内。
3.1.2 网架优化改造内容
（1）配合青山湖大道市政改造工程，实现艾东线、艾西线全线入地，永东线、高青联线青山湖大道部分入地；（2）改变线路不合理命名，将艾东线拆分为艾东纺线和艾东秀线，艾西线拆分为艾西纺线和艾西秀线，新五北线拆分为新五艾线和新五高线；（3）根据《南昌城市配电网“十二五”规划》，高新变新增出线间隔（炬街二线），利用炬街一线已有电缆，构成炬街一线、炬街二线、新海线和火炬线的三供一备环网；江大线和电池线部分负荷分别割接至相邻线路，高新变新增江电线出线，与江大线、电池线构成二供一备环网；（4）通过新增线路，形成东一线、艾东秀线和艾东纺线的二供一备环网，民园一线和东新北线单环网，学东线和江大北线单环网，教育线和新东线单环网。最终形成 12 个单环网，2 个二供一备环网，1 个三供一备环网。改造后的配电线路联络方式见图 3-3:
（5）对部分小截面或坏损严重的主干线缆进行更换，确保主线导线截面一致。改造工程新增架空线总计 0.5 千米，新增及更换电缆总计 18.2 千米；【3】
3.2 配电设备的终端改造
配电设备改造与终端建设以全面提升配电网监控水平、改善目前“盲调”现状为目标，从主要到次要，从部分到全局，进行差异化、渐进式的建设。同时，配电设备的自动化建设应与配电网架及通信系统建设相结合，充分考虑配电网规模扩展的需要，具有高可靠性，高环境适应性，选用模块化设计产品，方便今后进行功能扩展和升级。
3.2.1 配电设备改造和建设原则
（1）现状良好的环网柜通过改造（联合设备厂家），增加电压互感器、电流互感器、电动操作机构和 DTU.再通过采用的专用光纤通信（无线公网只适合于遥信），实现设备的“三遥”功能；新建的环网柜同步配置 DTU,实现设备“三遥”功能；
（2）现状较差的配电设备进行整体更换。更换后的设备需配置电压互感器、电流互感器和 DTU,采用专用的光纤通信，实现“三遥”功能，出线则配置微机保护。
（3）在线路分段不够处新增开关，对现有的杆上断路器都进行更换，并且配备电压互感器和 FTU,内部设置电流互感器，采用专用的光纤或租用无线公网的通信方法，来实现设备的“三遥”.对于一些负荷较大的分支线上的杆上开关，配置带电流速断功能的断路器，通过与变电站出线开关的保护相配合，实现故障隔离。
（4）今后城区内进行配电网的新建和改造，都应依照本次配电自动化工程的要求，为实现“三遥”功能来进行设备的选择，具备自动化接口，并充分考虑配置自动化终端和同步敷设光缆的必要性，如果确实无法进行同步敷设光缆的，应预留管道，待今后有机会再进行补充。
3.2.2 配电终端（DTU、FTU）的技术要求
（1）实现“三遥”功能：遥信：要求采用无源接点的方式，采集当地开关设备的状态量、保护动作的信号量等，向主站发送，如果状态变位则优先进行传送；遥测：实时测出线路运行状态下的电流、电压、功率等模拟量和状态量；遥控：采用无源接点的方式，在发生故障时，当地开关设备能接受主站发出的指令，来控制断路器的合闸、跳闸等操作，并且能够返送与主站进行校核，并与主站配合后完成故障隔离、配电网的重新组合等功能。
（2）对时：与系统时钟保持一致，能接发主站的对时命令，不会导致时间不一致。在这里可以利用全球定位系统 GPS 提供的时间频率同步对时，有效地确保各配电终端和主站间的分辨率指标。
（3）本次的 DTU、FTU 多数安装在户外，因此容易受到雷电的干扰，在设备选型时，要考虑到能够承受高电压、大电流的冲击，符合长期运行的要求。
（4）配电终端内部配置蓄电池，通常情况下通过交直流一体化系统进行充电，在失去外部电源的情况下，要求其能够不间断供电 8h 以上，并操作 3 次，实现真正意义上的不间断操作。
（5）终端设备需能适应恶劣的气候运行环境，要求能在-40-70℃温度变化下正常运行，机箱要采用防止腐蚀的材料，并且通风应良好，且具有完善的防潮、防水措施。
3.2.3 开关站自动化建设方案
应用区域内的青山湖开关站进出线开关仅能进行人工分合，需进行自动化改造。受室内占地面积限制，采用紧凑型开关站改造方案，更换开关，安装 DTU实现三遥功能，出线配置微机保护。
站所终端（DTU）应用于配电室、户外环网柜等，需配置有后备电源，在满足总体功能要求的前提下还应具备以下功能：
1、故障检测及故障判别功能，包括零序过流过压、线路过负荷、线路三相过电流检测等；2、数据处理与转发功能；3、工作电源情况监视以及后备电源监测和管理；4、具备串行口与以太网通信接口；3.2.4 环网柜自动化改造方案现有 12 台户外环网柜为早期产品，功能及电气性能不满足自动化运行需要，直接更换；另外，包括青山湖大道市政工程在内，共新增 23 台环网柜。新增或更换的环网柜要求：
1、提供开关位置、压力告警等相关状态量采集接口；2、配备三相电流互感器；3、配置电源电压互感器和后备电源；4、具备直流电动操作机构；5、配电终端一体化设计；此外，对 3 台现状较好的环网柜，联合厂家，对其进行改造。加装电压互感器、电流互感器、电动操作机构、电源和 DTU,以满足配电自动化要求。3.2.5 杆上断路器自动化改造方案现有 31 台杆上断路器大多数为 ZW6 系列真空开关，绝大部分的运行时间都已经超过了十年，计划全部进行更换，并新增 23 台杆上断路器。新增或更换开关要求：
1、提供开关位置等相关状态量采集接口；2、内置三相电流互感器；3、配置电源电压互感器，联络开关两侧均配置电压互感器；4、具备电动操作机构；为降低投资，在分支线上使用带有电流速断保护功能的杆上断路器，并与变电站 10kV 出线断路器的二次保护相配合，可实现本地自动隔离故障，同时亦能实现远方主站人工隔离故障，具备三遥功能；馈线终端（FTU）应用于杆上断路器，对架空线路的运行工况进行采集，并传送至主站。在满足总体功能要求前提下还应具备以下功能：
5、故障检测及故障判别功能，包括零序过流过压、线路过负荷、线路三相过电流检测等；6、数据处理与转发功能；7、工作电源监视以及及后备电源的监测和管理；8、具备串行口与以太网通信接口；3.3 配电自动化主站的建设3.3.1 技术原则和预期目标**本次建设的主站系统需考虑标准性、可靠性、安全性、实用性和先进性等要求。应遵循相关国际和国内标准，包括软硬件、通信协议、数据库及应用程序等，应遵循 IEC6170 和 IEC61968 标准。
根据南昌地区配电网的今后的建设情况对接入信息量的进行预估，对此建议按未来 5 年内，信息量大于 60 万点来考虑配置大型的配电主站。主站系统按远期配电网自动化的需求一次性建立，在本次配置的硬件和软件上，都考虑具有可扩展性；综合利用各种通信方式，南昌地区的配电通信网络由光纤专网、无线公网等几种通信方式组成，选择支持“两层/三层”应用结构。系统功能和整体结构考虑远景年对智能化应用的支撑，按照配电网运行控制与管理的总体架构分期进行建设；信息交互应采用基于 IEC61970/61968 的标准，采用信息交互总线实现与相关系统的互联，实现与配电先关系统之间的信息共享；主站具有对区域所辖无人值班变电站的监控功能，变电站与主站间采用专线和调度数据网两种通信方式。
配电自动化主站系统覆盖应用区域的 5 座无人值班变电站含所辖 34 条出线、38 台环网柜、51 台杆上断路器，其中 37 台环网柜、46 台杆上断路器实现三遥，32 条线路实现馈线自动化功能等。主站系统建成后具备 60 万点实时信息量和交互信息量的处理能力。全面实现 SCADA、扩展功能（FA、电网分析应用）、信息交互应用功能。实现对运行的配网线路、设备的信息的即时采集与监控管理，对发生故障的线路进行快速切除并且自动修复；配电自动化系统实现和南昌供电公司使用的其他应用信息系统的交互，整合配电信息，建立完整的配网模型；实现基于配电网拓扑的各类应用、配电生产、调度等业务的综合管理，配网安全和经济指标综合分析及辅助决策；提高配电网的运行监控能力以及自动化运行能力，最终缩短配网故障的停电时间，为提高供电可靠性和供电质量提供技术手段；满足配电网信息集成化综合管理需求，适应电网应用发展需要和配电调控一体化管理机制。
3.3.2 主站系统体系结构
系统平台一次性建设，软件功能分步扩展、分期实施。主站系统分为基础平台层、应用支撑平台层和应用功能层，其结构如图 3.7.【4】
（1）基础平台层基础平台层主要包括操作系统、数据库等。所有服务器和工作站操作系统均采用符合 POSIX 和 OSF 标准的 UNIX 操作系统。数据库支持数据的快速访问和处理，支持冗余双服务器热备用机制，冗余服务器之间自动镜像保持数据一致性等要求，为支持平台层以及应用平台层做准备。
（2）支撑平台层采用分布式系统开发和运行中间件、基于 CIM 的数据库访问中间件以及图模库一体化管理中间件三部分的构成配电自动化应用支撑平台。支撑平台层为上层应用的设计和运行提供开发平台和运行环境，定义电力系统模型的基本结构，为共享信息提供公共语言以及图模库一体化管理等。三部分描述如下：
a. 分布式系统开发和运行中间件。将面向对象和软件构件技术有机结合起来，支持异构分布应用程序间的互操作、支持独立于平台和编程语言的对象重构。
b. 基于 CIM 的数据库中间件平台。采用基于 IEC61970/61968 CIM 模型的数据库设计技术，为各应用间信息的共享提供一个平台，减少各应用之间所需的数据格式转换器的数目，保证配电自动化主站系统具有开放的数据访问接口，实现准实时数据、配电网 GIS、生产管理系统等信息共享。
c. 图模库一体化管理中间件。配电自动化系统通过建立基于 CIM 标准的图模库一体化管理软件，完成生产管理系统和配电网 GIS 信息交互并获得这些信息资源。采用面向对象技术，实现绘图、编辑、浏览、图形转换及运行测试等功能，支持网络拓扑和动态着色等功能。
（3）应用功能层建立在支撑平台之上，实现主站系统对配电网监控以及系统各种应用分析，包括 SCADA、FA、WEB 发布、配电自动化扩展应用分析等功能。
3.3.3 主站功能配置
结合南昌供电公司当前配电监控管理的需要及未来的发展趋势，分两期完成配电自动化主站系统功能建设。该主站系统以基本的平台服务和配网调度的SCADA 功能为基础，本期改造主要目的为达成馈线自动化、停送电的控制、网络拓扑综合分析以及各应用系统之间的互联功能，最终达到配网调控一体化运行的技术条件。（1）主站系统一期建设主要功能通过应用本期配电自动化改造，建设完备的配电自动化主站和之前尚未完善的地理信息系统（GIS）平台；并通过建设信息交互总线，实现与南昌供电公司正在使用的 PMS、GIS、EMS 等相关系统的信息集成，满足配电调控一体化需求。
a. 系统支持平台。实现支持配电网调度控制一体化运作，使其具有系统的运行管理功能，包括系统建立模型、数据库管理及数据备份恢复、多态的模型管理、权限管理、运行状态管理、告警服务、人机界面、报表功能、WEB 发布功能。
b. 配电 SCADA.能够接收和处理各种格式的模拟量、状态量和电能量及各类 SOE,实现对配电网的实时监控，具备根据设定周期定时自动采集或人工随时召唤配电终端保存的历史数据；具备处理不同格式模拟量，并提供有效性检查、数据过滤等功能；具备对通信通道|终端的监视、统计、报警和管理的功能；具备数据存储和处理、事件与事故处理、人机会话功能、“三遥”操作功能、网络拓扑功能、系统时钟和对时等。
c. 馈线故障处理：当线路发生故障时，配电终端检测故障信号报警，再结合变电站、开关站等保护信号和故障信号，主站经过分析计算，提供处故障隔离和供电恢复的一个或两个以上的操作方案，帮助供电公司调度员进行遥控操作，启动故障处理程序，实现快速隔离故障和恢复送电的目的。
d. 网络拓扑分析：依照配电网电气接线图和设备的运行状况，进行智能动态分析，将分析结果传送给配电监控、安全约束等功能。
e. 配网调度运行应用：主要包括调度操作票管理、应急保电管理、多电源客户或重大客户管理、停电分析等。
