配电自动化工程建设实施方案样本.doc

都市中心区配电自动化工程建设
实行方案

电业公司
二〇一二年六月

目 录
1 前言 1
2 编制根据 2
3 都市中心区现状分析 3
3.1 电网现状 3
3.2 都市中心区概况 5
3.3 一次网架现状 7
3.3.1 网架概述 7
3.3.2 典型接线 7
3.4 配电设备概述 9
3.5 配电通信网络现状 10
3.6 配电自动化系统应用现状 12
3.7 配电自动化有关信息系统现状 13
3.8 配电管理现状 15
4 规划目的 16
4.1 整体规划目的 16
4.1.1 规划目的 16
4.1.2 预期效果 16
4.1.3 工程实行先后配网对比 17
4.2 一次网架和设备规划目的 18
4.3 配电自动化主站系统规划目的 20
4.4 馈线自动化规划目的 21
4.5 配电终端规划目的 21
4.6 配电通信网络规划目的 22
4.7 配网调控一体化规划目的 22
5 建设方案 23
5.1 一次网架线路改造 23
5.1.1 改造原则 23
5.1.2 网架优化改造方案 23
5.2 配电自动化主站建设 26
5.2.1 建设原则 26
5.2.2 系统架构 29
5.2.3 系统功能 31
5.2.4 系统技术指标 41
5.2.5 软件配备清单 43
5.2.6 硬件配备清单 44
5.3 馈线自动化建设 47
5.3.1 建设原则 47
5.3.2 “集中型”馈线自动化 47
5.3.3 顾客侧馈线自动化 50
5.4 配电设备及终端建设与改造 52
5.4.1 设备建设与改造原则 52
5.4.2 配电终端方案 52
5.4.3 配电设备方案 54
5.4.4 配备清单 54
5.5 配电通信网络建设 55
5.5.1 建设原则 55
5.5.2 通信方式分析 55
5.5.3 建设方案 55
5.6 二次系统安全防护建设 56
5.6.1 横向系统通信 57
5.6.2 纵向系统通信 58
6 工程概算 60
6.1 工程投资总概算 60
6.2 一次网架调节概算 60
6.3 一次设备改造和更换概算 60
6.4 配电主站及有关系统概算 61
6.5 配电终端概算 61
6.6 配电自动化机房概算 61
7 实行进度筹划 62
附件1 都市中心区配电一次设备现状 63
附件2 都市中心区一次网架改造方案 65
附件3 都市中心区改造先后联系接线图 66
附件4 都市中心区域GPRS无线网络单元(GPRS通信模块)配备表 67
附件5 都市中心区域配电自动化工程概算 68
附件6 都市中心区域改造先后地理接线图 74

1 前言
为贯彻贯彻山东电力集团公司配电自动化建设总体规定，结合实际状况，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原则化设计技术规定》、《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》等有关规范，遵循全面、合用、差别和前瞻性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毕核心应用模块之间集成，建立覆盖公司核心业务协同统一、精益高效营配调信息交互一体化平台。在都市中心区域所有实现手拉手环网供电，实现配电自动化全覆盖。配电自动化实行后，都市中心区域配电系统供电可靠率达到99.99%，提高都市配电网供电可靠性和迅速复电能力，提高运营和管理水平，有效缩短配电线路故障停电时间，提高顾客满意度，实现配电网卓越运营。
电业公司早在开始尝试配电自动化系统建设，涉及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ON配调一体化主站系统。近年来，电网获得了迅速发展，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，积累了大量宝贵经验，培养了一批高素质专业人才，为电业公司配电自动化建设打下了坚实基本。

2 编制根据
l Q/GDW370 都市配电网技术导则
l Q/GDW382 配电自动化技术导则
l Q/GDW 513配电自动化主站系统功能规范
l Q/GDW 514配电自动化终端子站功能规范
l Q/GDW 625配电自动化建设与改造原则化设计技术规定
l IEC61968 Application Integration at Electric Utilities - System Interfaces for Distribution Management
l IEC61970 Energy Management System Application Program Interface(EMS-API)
l 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
l 国家电网调［］168号 关于加强配电网自动化系统安全防护工作告知
l 山东电力集团公司县域配电自动化建设技术规范
l “十二五”发展规划

3 都市中心区现状分析
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37°13ˊ～37°36ˊ，东经116°27ˊ～116°57ˊ。历史悠久，是文学家、滑稽大师东方朔故里，现收藏于文博苑内颜真卿手书“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“丁东水库”和“仙人湖”是旅游、垂钓抱负去处。现辖9个镇、3个乡和一种经济开发区。

图3-1行政区划图
电网是德州电网重要构成某些，主电源来自220kV苏庄站。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及如下线损为4.53%，10kV及如下线损为4.48%,综合电压合格率为98.724%。
截止底，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线路手拉手供电格局，具备了较为坚强网架构造，极大提高了作为受端电网受电能力。电业公司售电量达到7.34亿kWh，同比增长14.03%。依照负荷增长状况，预测电网最高负荷将达到16.2万kW。
表3-1 电网重要数据指标
售电量（亿kWh）
7.34
供电可靠率（%）
99.90
综合线损率（10kV及如下）（%）
4.48
电压合格率（%）
98.724
110kV变电站（座）
1
35kV变电站（座）
16
110kV线路（条）
1
35kV线路（条）
33

表3-2 电业公司配电线路记录（）
区域
10kV线路（条）
开关站（座）
总计
顾客专线
公司资产
架空线路
电缆线路
丁庄
7
1
6
0
0
开发区
6
0
6
0
0
西郊
4
1
3
0
0
东郊
7
0
7
0
0
郑寨
5
0
5
0
0
滋镇
3
0
3
0
0
边镇
5
2
3
0
0
于集
3
0
3
0
0
会王
3
0
3
0
0
颜官
2
0
2
0
0
前孙
3
0
3
0
0
梅镇
4
0
4
0
0
神头
4
0
4
0
0
宋家
3
1
2
0
0
义渡
3
0
3
0
0
东方
3
2
1
0
0
南郊
6
0
6
0
0
北辰
6
0
6
0
0
共计
77
7
70
0
0
3.2 都市中心区概况
本方案选用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、陵城乡医院等医疗机构；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，对供电可靠性规定极高。

图3-2 都市中心建设区域地图

通过前期城网改造，该区域配电网现状如下：
（1）10kV线路一次网架构造不够成熟，其中，架空线路重要以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线路电缆某些采用YJV22-3×120mm2电缆。
（2）柱上开关无油化率100%，当前线路负荷及容量稳定，基本实现单联系供电，变电站采用单母线分段接线方式，通过网架构造调节，某些线路可以具备某些负荷转移能力。
（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，网架运营经济性较好。
（4）按照都市总体规划及电网“十二五”规划，将来5年内将有大型社区、街道办事处及都市道路建设，结合都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、生活等各种负荷并存）。因而，在该区域进行配电自动化建设将收到良好示范效果，并对后来实用化推广具备指引作用。
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。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％，顾客电压合格率99.221％。
表3-3 都市中心区技术指标（）
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
顾客电压合格率
110kV
35kV
10.2
11
0.69
0
3
99.922％
8.61%
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），所有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56.3km，架空绝缘化率65.23%。
配电线路重要构造为架空多分段单联系，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%，联系线路满足N-1比例0%。核心区域10kV配电线路基本状况如表3-4所示。
表3-4 都市核心区线路基本状况
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（%）
单联系比例（%）
多联系比例（%）
最大负载率平均值（%）
实现N-1线路数（条）
7
4.32
1.43
14.3
85.7
0
62.71
0
3.3.2 典型接线
在都市中心区域，采用线路单辐射和单联系接线方式，典型接线图如下：

图3-3 线路单辐射接线

图3-4线路单联系接线
网架及运营状况分析：
（1）区域内10kV南电线为单辐射线路，有6条架空线路为单联系接线方式。
（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。单联系线路10kV南电线最大负载率分别为52%；单联系线路10kV东北线与10kV西城线，最大负载率分别为55%、83%；单联系线路10kV东南线与10kV南中线，最大负载率分别为82%、48%；单联系线路10kV东西线与10kV南农线，最大负载率分别为57%、62%，均不不大于单联系最大负载率50%技术规定，需进行负荷转移。
（3）区域内某些线路分段偏少、联系点设立不合理，平均分段数明显偏少线路有10kV东西线、东南线、南农线、南中线、西城线；联系点设立不合理线路有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规定。核心区域内10kV配电线路网架基本状况如表3-5所示。

表3-5 都市中心区配电线路状况登记表
序号
变电站
名称
线路
名称
线路类型
（电缆/架空/混合）
联系方式
（单辐射/单联系/两联系）
联系线路
名称
最大负载率（%）
分段数量（段）
1
东郊站
东西线
混合
单联系
南农线
57
0
2
东郊站
东南线
混合
单联系
南中线
82
0
3
东郊站
东北线
混合
单联系
西城线
55
3
4
南郊站
南中线
混合
单联系
东南线
48
0
5
南郊站
南农线
混合
单联系
东西线
62
0
6
南郊站
南电线
混合
单辐射

52
2
7
西郊站
西城线
混合
单联系
东北线
83
0
3.4 配电设备概述
都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，顾客专变292台）。区域内柱上开关未实行配电自动化改造，无法满足馈线自动化规定。
表3-6 都市中心区域一次设备数量记录
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
152
58
57
37
3
3
16
6

表3-7 都市中心区域一次设备运营年限记录
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
0
0
0
23
9
6-
6
2
8
57
15
11-
0
1
5
35
13

（1）柱上开关6台，其中分段开关5台，联系开关1台。柱上开关重要采用真空开关，1台联系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，重要采用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；顾客专变292台，装见容量52550kVA。当前，所有配电变压器均已安装智能采集终端，通过GPRS公网实现运营数据自动采集。
3.5 配电通信网络现状
1、 骨干网现状
当前，电力通信网已建成以35kV线路ADSS光缆为主骨干光通信网，光缆芯数为8芯，传播制式为SDH，传播速率为155Mbit/s。分为东、西两个环状通信网，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。中心站传播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 光缆传播系统拓扑图

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，与电力通讯网骨干网西部环网同期建设，运用光通讯骨干网西部环网8芯光缆中2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规定 骨干网光缆芯数已不能满足智能配网需要。

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10月建设实行，10月投运。采用南瑞ON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，数据传播使用Omate数据光端机，运用双芯光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：实现了对实行范畴内10kV线路联系开关实时监控。
b.馈线自动化（FA）功能：供电网络拓扑分析，故障区段判断、自动隔离和非故障段自动恢复供电。
c.接入公司调度自动化主站系统：通过个终端数据光端机向调度主站系统发送报文，以便调度值班人员在同一平台内查看数据、设备运营状态、执行操作。
3、系统存在问题
通过近7年实际运营，从实际使用和维护状况来看，由于受到当时技术及开发条件限制，系统功能已不能适应智能配网建设需要，重要有如下几方面问题：
a.传播系统采用普通数据光端机，接口采用RS232数据接口，由于组网能力差，传播速率低，接口单一，制约了配网自动化扩展性。
b.终端设备户外运营环境恶劣，电子元器件损坏严重，产品存在技术缺陷，运营可靠性不高，影响馈线自动化功能实现，更影响了配电自动化系统稳定运营。
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）等系统应用基本上持续深化，管理功能不强，满足不了配网生产、运营和管理需要。建设前期受限于配网原则不完善，信息缺少规范性和原则性。忽视了对其他有关系统和信息整合和关联，特别是GIS（地理信息系统）与SCADA之间模型、图形和接口等没有切实可行解决方案，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少、数据不精确，系统已不用
鉴于以上问题，依照国家电网公司《配电自动化技术导则》、《配电自动化建设与改造原则化设计技术规定》，原有系统已不能满足当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 配电自动化有关信息系统现状
配电自动化有关信息系统重要涉及调度自动化系统、营销管理系统、95598客服等其他系统，这些系统都已经在生产、运营以及管理中得到了良好应用，有效提高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步期，基于各自专业需求分别独立开发，各系统间信息集成度不高，未实现信息和资源交互与共享，存在“信息孤岛”，导致某些综合性应用无法实现。
1、调度自动化系统（EMS）
电业公司调度自动化主站系统于12月投入运营，采用南京南瑞集团公司生产ON调配一体化主站系统，配备双前置服务器、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、互换机及前置机。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、状态预计、负荷预测等高档应用，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、流程运转畅通、科学规范统一营销管理与服务平台，实现了营销管理工作精益化、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，接受并解决95598中心派发信息查询、故障报修、业扩报装、投诉举报、建议表扬等工单，按业务内容转有关部门解决，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。同步该系统为客户提供业务征询、服务投诉等服务，同步通过多通信手段向客户发布停电信息、电费信息等内容，为顾客提供优质服务。
4、PMS系统
当前尚无PMS系统，筹划按照集团公司统一布置，提前考虑系统建设平台，建设PMS系统，实现供电公司寻常管理功能，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
当前尚无GIS系统，筹划按照集团公司统一布置，提前考虑系统建设平台，通过GIS系统建立和维护设备空间关系和拓扑关系，实现设备在地理信息图上可视化呈现，本期在配网自动化主站机房预留机柜和服务器位置。
6、电力顾客用电信息采集系统
山东电力集团公司统一开发建设，电业公司服务器布置在德州供电公司，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，构建了一种信息高度共享、运转畅通、科学规范实时数据采集与监控平台。
3.8 配电管理现状
电业公司乡镇电管部是配电生产归口管理部门，负责10kV及如下配网安全生产、城网改造、大修技改、运营维护、生产筹划、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）是配电运营检修部门，负责10kV及如下配网一次设备、配电终端运维，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”，调度班既有人员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畴内电网设备调度管理。调度员通过调度自动化系统提供变电站10kV出线间隔实时信息实现对配电线路监控，通过调度自动化系统提供配电线路单线图指挥运营人员现场倒闸操作。
4 规划目的
4.1 整体规划目的
依照山东电力集团公司建设坚强智能电网总体发展战略，结合电业公司都市中心区配电网实际，充分运用既有网架、设备资源，以“提高供电可靠性、改进供电质量、提高配网管理水平”为目的，本期完毕都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、用电等环节信息互动接口，彻底解决都市中心区配网调度“盲调”问题，提高配电网管理水平，保证配网可靠、高效、灵活运营，建成具备良好开放性、互动性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 规划目的
完毕都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渐进行建设。提高配电网管理水平，保证核心城区配网可靠、高效、灵活，实现小型配电主站运营。
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条线路用于网架调节，重点保障政府机关、医疗卫生部门、文化场馆、中心商业区等重要顾客用电，提高供电可靠性，实现配电自动化。
4.1.2 预期效果
通过都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，后期工程中逐渐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技术、数据支持，最后实现营配调信息交互一体化运营管理模式。
4.1.3 工程实行先后配网对比
本项目建成后，重要经济技术指标对例如表4-1。
表4-1 都市中心区域重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%
顾客电压合格率
99.221%
99.65%
10kV综合线损率
8.61
4.03%
满足“N-1”线路比例
0%
100%
开关站“三遥”比例
0
0
环网柜“三遥”比例
0
100%
电缆分支箱“一遥/二遥”比例
0
0
分段、联系开关“三遥”比例
0
100%
顾客分界开关“二遥”比例
0
100%
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
通过馈线自动化实行，大幅度减少非故障线段供电恢复时间及故障查找时间，通过在顾客产权线路应用分界开关，保证顾客故障不影响配网线路运营。
通过合理调节线路分段，减少停电范畴；通过实行配电设备状态检修，科学制定线路检修筹划，预测停电工作可减少60%，预测都市中心区域供电可靠性（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实时监测，合理调节负荷侧设备运营方式，优化配电线路负荷，实现配电网经济运营，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，实行区域配电网线路应满足供电安全N-1准则规定，形成以“二遥”、“三遥”为主配电自动化模式。
4.2 一次网架和设备规划目的
建设坚强配电网架，实现配电网安全、可靠、优化、经济运营，具备较强灵活性和适应性。
（1）目的网架正常供电方式下满足“N-1”准则，重要顾客满足“N-2”规定。单联系、两联系、三联系线路最大负荷分别控制在额定容量50%、67%、75%如下，实现线路经济运营和负荷互相转供。
（2）线路采用多分段、适度联系接线方式。每个分段宜与其他线路设一处联系，末端分段普通与异站线路建立联系，每段负荷尽量均衡并留有裕度。
（3）对既有一次设备按照配电自动化规定并结合设备现状进行改造，依照功能定位合理选取不同配电自动化实现方式，形成以“二遥”、“三遥”构成多样化配电自动化模式。
（4）新建配网项目应当按照目的网架规定，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。
目的网架典型接线方式如下：

图4-1 电缆线路单联系接线

图4-2电缆线路两联系接线

图4-3电缆线路三联系接线
4.3 配电自动化主站系统规划目的
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，实现对配电网监视和控制，满足与有关应用系统信息交互、共享和综合应用需求。满足将来城区配电网发展规模及接入信息量需求，按照小型配电自动化主站系统规划建设。依照电业公司配电网“十二五”规划，预测配电网接入信息量5.1万。
配电自动化主站系统分两期建设，本期重点完毕配电SCADA、馈线自动化等配电自动化基本功能建设，远期是在基本功能完备基本上，重点完毕主站系统扩展功能应用、信息交互、配电仿真、智能化应用等高档分析功能建设。依照《配电自动化建设与改造原则化设计技术规定》中有关规定，结合电业公司配电网“十二五”规划，本期建设目的为：
（1）建成小型配电自动化主站系统，完毕核心区域配电网实时信息全覆盖，初步解决配网调度“盲调”问题。
（2）实现完整配电SCADA功能和馈线自动化功能，可以通过主站和终端配合，实现故障检测、故障区段迅速切除与非故障区段迅速恢复供电。
（3）主站系统预留接口，远期通过配电自动化信息交互总线，实现与此后GIS系统、PMS系统互联。
4.4 馈线自动化规划目的
突出先进性、兼容性、可靠性、实用性建设原则，构建迅速复电响应机制，通过线路馈线自动化、顾客故障分界自隔离模式，实现配电网迅速复电业务闭环，缩短停电时间、减小停电范畴，提高供电可靠性规划目的。
建设目的：配电线路采用“集中型”馈线自动化模式，重要支线、分支线和易发生故障顾客侧采用分界开关自隔离模式，实现配电故障迅速解决和隔离。
4.5 配电终端规划目的
（1）柱上自动化分段开关采用馈线终端（FTU）实现“三遥”功能，顾客分界开关实现“二遥”功能。
（2）处在自动化分段、联系位置环网柜采用站所终端（DTU），实现“三遥”功能。
（3）配电变压器通过既有智能采集终端，实现“二遥”功能。
（4）不具备配电终端装设条件设备，安装带通信功能故障批示器实现“二遥”功能。
4.6 配电通信网络规划目的
配电通信建设以满足配用电信息交互可靠性、安全性、实时性为目，以满足智能配用电需求和此后扩展应用为远期发展目的，采用经济合理、先进成熟通信技术，最后建成配电自动化GPRS通信网络，覆盖集中型馈线自动化分段、联系开关和分界开关。
4.7 配网调控一体化规划目的
单独成立配网调度，通过配电自动化主站系统，监控配电自动化系统运营，梳理配网运营监控、配电倒闸操作、事故解决、设备停电等操作业务解决流程，优化配网运营、检修、抢修等环节业务配合流程，形成配网调度、生产、运营以及用电营销等环节业务闭环管理流程。
制定和完善智能配网运营、管理调控一体化规章制度，明确组织架构与岗位分工，做到技术手段支撑与管理模式创新相结合，初步构建满足智能配电网规定技术支撑体系和管理体系。

5 建设方案
5.1 一次网架线路改造
5.1.1 改造原则
根据“十二五”规划对都市中心区域规划和都市中心环境规定，按照目的网架规定，配电线路正常供电方式下应能满足“N-1”准则，在增长电源点和接带负荷时，网架重要构造保持不变；配电线路负荷分布均衡，联系和分段方式达到最优。按照如下原则改造：
（1）不满足“N-1”规定线路，要充分运用既有设备资源进行网架调节，通过完善与其他线路联系，形成单联系、两联系或者三联系接线。联系线路电源点优先取自不同变电站，特殊状况下可来自同一变电站不同分段母线。
（2）主干线设1～3个自动化分段，将线路提成2～4段，每段负荷尽量均衡。对负荷分布不均匀、分段点设立不够、联系点设立不合理环网线路进行优化，形成多分段、适度联系。顾客数量较少线路不再分段，可完善联系。
（3）对无法实现“三遥”功能普通节点开关设备，予以拆除并调节到都市中心区以外其他线路，保证明现都市中心区停电范畴社区间化管理。
5.1.2 网架优化改造方案
（1）为完善都市中心区域线路联系不完备问题，在35kV东郊站新配出10kV东电线，与35kV南郊站出线10kV南电线进行联系，解决10kV南电线是单辐射线路问题。
（2）在都市中心区域，为以便各线路负荷转接、均衡负荷，在中心区域加装环网柜实现重点区域有各种电源供电，增长供电灵活性和可靠性。新增两条10kV线路（东方站#1线、东方站#2线）与10kV东北线联系也可与10KV南农线联系；10kV西城线与10kV东北线联系，也可与10KV南农线联系；10kV南农线与10kV东西线联系，也可与10kV南中线联系； 10kV南中线与10kV东南线联系，也可与10kV南电线联系；10kV东北线与10kV西城线联系，也可与10kV东西线联系；10kV东南线与10kV南中线联系，也可与10kV南电线联系；10kV东电线与10kV南电线联系，也可与10kV东南线联系。本次调节供电区域，合理分派负荷，在主干线新增分段开关和环网柜，解决线路分段数不够、供电半径过长问题，使线路满足馈线自动化分段规定。
通过以上线路负荷区域调节，城网形成“区域供电清晰，纵横联系互供”供电模式。在都市中心区内，110kV东方站重要接带唐城路以北区域负荷，35kV西郊站重要接带颜城街以西，中兴路以北区域等负荷，35kV南郊站重要接带中兴路以南，颜城街以西、政府街和南环路交叉以西区域负荷，35kV东郊站重要接带颜城街以东负荷。城区负荷分派更加趋于合理，线路网架联系得到进一步加强。
1、典型网架优化方案
依照一次网架改造原则，通过新建配电线路（10kV东电线）对核心区域内负荷超过50%10kV东南线进行线路优化。优化先后负荷对比状况见表5-1所示。
改造前状态：依照负荷记录状况，10kV东南线最大负荷率82%，难以实现负荷转供。
改造后状态：由35kV东郊站新配出10kV东电线接带10kV东南线某些负荷，调节10kV东南线供电区域，形成10kV东南线与10kV南中线联系，同步又和新配出10kV东电线联系。10kV东南线、东电线负荷率均控制在40%如下，满足馈线自动化负荷转供规定。

表5-1 网架构造调节先后线路负荷对比
负荷率
东南线
东电线
改造前
82%
0
改造后
42%
42%
2、典型线路优化方案
对于平均分段偏少、分段点设立不合理线路进行合理调节。10kV南中线线路长度、装见容量及分段状况改造先后对比状况见表5-2所示。
改造前状态：通过线路现状分析，10kV南中线为单联系不分段线路。
改造后状态：据负荷分布状况，按照“等分、留有裕度”原则，将单联系线路改为两联系接线方式，恰当增长线路分段。与35kV东郊站出线10kV东南线和新配出10kV东电线形成三分段两联系线路。

表5-2 线路改造先后分段状况
线路
名称
主干线路
长度（km）
分段状况
联系线路
改造状况
10kV南中线
2.3
单联系无分段
10kV东南线
改造前
10kV南中线
2.3
三分段两联系
10kV东南线、10kV东电线
改造后

3、都市中心区网络优化比较
工程建设区域改造先后联系接线图详见附件3。
表5-3 中心区网架调节治造工程规模记录
序号
线路名称
架设架空线路（千米）
敷设电缆线路（千米）
装设电缆分接箱（台）
装设环网柜（台）
装设分界开关（台）
装设分段开关（台）
备注
1
10kV西城线
1.87
0.2
1
1
2
1

2
10kV南农线
0.68
0.3
3
1
2
2

3
10kV南中线
1.5
0.2
1
2
1
2

4
10kV南电线

0.2

1

1

5
10kV东北线
3.1
0.2

2
2
2

6
10kV东西线
1.2
0.2
2
3
2

7
10kV东南线

0.2
2
3
2

8
10kV东电线

0.2

1

1
东郊站新配出
9
110kV东方站#1线
3
0.2

1
东方站新配出
10
110kV东方站#2线
3.05
0.2

1
东方站新配出
共计

14.4
2.1
9
14
11
11

5.2 配电自动化主站建设
5.2.1 建设原则
配电自动化主站应构建在原则、通用软硬件基本平台上，具备安全、可靠、可用和可扩展性，依照地区配电网规模、实际需求和配电自动化应用等基本状况，配电自动化主站按小型主站规模选用，按集成型主站建设，系统建设应遵循如下技术原则：
1、原则性
（1）遵循有关国际和国内原则，涉及软硬件平台、通信合同、数据库以及应用程序接口等原则。
（2）系统适应山东配电网统一设备命名和编码需求。
（3）系统遵循IEC61970和IEC61968原则，并支持M语言、E语言以及G语言数据导入、导出。
（4）系统平台所有接口采用原则化设计，以便第三方厂家在此平台开发和功能集成。
2、可靠性
（1）系统提供保证数据安全办法，重要设备、软件功能和数据应具备冗余备份，任何冗余服务器切换时保证信息不丢失，并为系统故障隔离和排除提供快捷技术手段。
（2）系统重要单元或单元重要部件为冗余配备，保证整个系统功能可用性不受单个故障影响。
（3）系统可以隔离故障，切除故障，不影响其他各节点正常运营，并保证故障恢复过程迅速而平稳。
（4）系统所选硬件设备符合当代工业原则，在国内计算机领域占主流原则产品，所有设备具备可靠质量保证和完善售后服务保证。
（5）系统软件开发遵循软件工程办法，通过充分测试，程序运营稳定可靠，选取可靠和安全系统软件版本作为系统软件平台。
（6）系统具备以便可靠备份与恢复手段。
3、通用性
（1）系统具备开放系统体系构造，符合POSIX100原则和IEC61970信息模型与API（应用程序编