配网自动化 课件.pptx

配电自动化,2016年6月15日,概述,1,配网主站及配网抢修指挥平台,2,配网自动化终端,3,内 容,配网相关管理制度,5,配网通信及信息交互总线,4,3,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。,4,5,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7.2%，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、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%，2020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、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、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。,配电自动化的难度,11,12,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务的配电管理系统（DMS）。,13,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、日本东京配电自动化现状,14,2、新加坡配电自动化现状,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,15,3、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,16,2012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,17,A+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。,供电区域划分,现状国内配电网的情况,19,80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。,20,1、起步与探索阶段（2004年至2008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。,典型案例：,现状国内发展历程,21,2、大范围试点建设阶段（90年代末至2003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，安装终端近5000套，基本覆盖了当时整个城区的配电网。,典型案例：,现状国内发展历程,22,3、沉寂与反思阶段（2004年2008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，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。,典型案例：,现状国内发展历程,23,4、试点阶段（2009年2013年）,（1）随着国网公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。,典型案例：,现状国内发展历程,24,5、建设应用提升阶段（2014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,1、项目建设情况,26,2、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。,29,现状建设存在的问题,30,现状建设存在的问题,31,现状建设存在的问题,32,现状冀北配网总情况,2013年，冀北地区各类供电区域基本情况统计表,32,33,现状冀北配网总情况,33,冀北五地区均建设了配网调度自动化主站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系统继续使用承德配电自动化系统采用珠海许继TOSCAN3000系统，2012年投入运行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,34,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个用户分界开关截止2014年底，张家口配网调度自动化接入开闭站2座截止2014年底，秦皇岛配网调度自动化系统共接入134座配电室、开闭所截止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,35,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原有功能使用率低：配网主站系统建设完成后，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,36,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,37,38,当前配网自动化技术标准及规范,为进一步有效指导配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,配电自动化设备系列标准,配电自动化系统系列功能规范,分布式电源监控系统系列功能规范,分布式电源监控设备系列标准,分布式电源并网特性测试系列标准,分布式电源并网运行控制系列标准,分布式电源接入配电网系列技术规定,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,储能系统接入配电网系列技术规定,配电自动化运行控制系列标准,配电自动化建设系列标准,配电自动化技术导则,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。,41,42,配电自动化系列标准,配电自动化技术标准计划,43,44,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,功能框架,47,三大特点,遵循标准：IEC61970/IEC 61968。引入馈线、故障指示器等配网类。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。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。模型变化频繁。,配电自动化特点分析,48,49,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。,配电主站推荐配置,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,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仿真与培训,扩展功能可根据需要选配：,51,52,基本功能-DSCADA操作与控制,53,支持人工置数（置状态）操作、挂标识牌操作、闭锁和解锁操作。,馈线自动化,基本功能-馈线自动化,54,电源A,重合器,分段器,分段器,分段器,电源B,联络开关,主站系统,RTU,FTU,FTU,FTU,RTU,FTU,FTU,FTU,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,基本功能-网络拓扑分析,57,58,馈线自动化推荐配置,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。,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。,影响因素,60,配网主站系统运行关键指标分析,61,配网主站系统运行关键指标分析,配网抢修指挥平台建设背景,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。,国网考核指标,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。在抢修流程上，以95598用户报修、配网调度通知为依据，一直是处于“多端指挥”的工作状况。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。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！,配网抢修指挥平台建设背景,63,64,1）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。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 2012年展开第一批5个试点城市工作；2013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）。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：信息集成整合、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：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负责、抢修资源调配及现场抢修作业由运检负责。,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。“五个一”流程：以故障研判和抢修指挥为应用核心，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。特点：支持抢修指挥自动化和主动服务。,66,67,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,故障定位影响范围估计故障原因勘查故障修复申请复电,隔离转供申请复电申请,隔离转供答复复电答复,配网调控中心,业务介绍-原抢修主流程,68,业务介绍-配网故障抢修主流程,现场抢修,抢修派单,PMS 2.0,预计修复时间,故障原因,停电范围,停电用户,停电设备,空间坐标信息,配网故障抢修辅线,北京科东电力控制系统有限责任公司,69,营销,调度,运检,总部,省,地市,县,客服,服务质量的监督、检查、考核、评价管理,受理客户故障报修诉求，填写、合并、派发工单,归口管理部门规范的制定配抢工作的统计分析及监督、检查、考核、评价,现场配网抢修工作的监督、检查和考核管理,监督和考核本省95598客户服务质量，协调本省营销和生产信息的支撑工作,故障报修业务未上收单位客服中心负责受理本省故障报修业务,对各地公司配抢监督、检查和考核，协调开展配网抢修指挥技术支持功能建设工作,负责指导、监督和考核地公司配网故障抢修工作；负责专业管理范围内生产类停送电信息报送工作的监督、检查,负责服务事件的协调处理。负责专业管理范围内生产类停送电信息编译、报送工作,对各县公司配网抢修指挥工作监督、检查和考核负责接收抢修工单、研判分析、通过系统合并、派发工单。负责审核抢修班组回填的工单，并将工单回复客服中心,负责组织开展、实施配网设备故障抢修。负责接收相关调控中心派发的工单，回填信息、完成流转。负责督导故障抢修物资、人员、车辆的管理工作。,负责服务事件的协调处理。负责专业管理范围内生产类停送电信息编译、报送工作,负责接收抢修工单、研判分析、通过系统合并、派发工单。负责审核抢修班组回填的工单，并将工单回复客服中心,负责组织开展、实施配网设备故障抢修。负责接收相关调控中心派发的工单，回填信息、完成流转。负责督导故障抢修物资、人员、车辆的管理工作。,业务介绍-部门间业务协调,主要功能介绍-计划停电管理,70,主要功能介绍-用户报修管理,71,派至PMS2.0系统,派发至移动作业终端,主要功能介绍-中压故障管理,72,出线开关断开,线路失电,同时推送至抢修平台,主要功能介绍-中压故障管理,73,故障隔离,故障隔离,开环点闭合,出线开关闭合,74,主要功能介绍-抢修资源管理,抢修指挥是配网生产抢修指挥平台建设的重要环节，它根据故障研判结果，综合抢修班组任务状态、物资配备、工器具配置、抢修车分布等情况，生成最优抢修方案，并下派工单。,75,主要功能介绍-抢修指挥,GIS可视化以图形化的方式，直观展现抢修资源。GIS可视化可以直观的展示配电网的电气连接情况、电源点追踪、供电范围、故障点分布及抢修态势图。,抢修态势可视化,供电路径可视化,停电区域可视化,抢修资源可视化,抢修态势可视化,供电路径可视化,停电区域可视化,抢修资源可视化,主要功能介绍-视化综合展示,76,分析评价的内容应包括统计分析、班组绩效的评价和评级及馈线设备评价。统计分析可以展示报修统计、停电指标统计、生产抢修态势统计、重要用户统计分析和首页统计。,用户来电报修统计,月停电指标统计,重要用户停电统计,今日生产抢修态势统计,用户来电报修统计,月停电指标统计,重要用户停电统计,今日生产抢修态势统计,77,主要功能介绍-统计分析,主要功能介绍-分析评价,78,设备停电比例分析 从停电设备角度准确统计各类设备的停电比例，为停电原因分析提供数据支撑。停电原因分析 从设备原因、责任原因和技术原因三方面结合分析，可以更好的发现造成故障停电的根本原因。班组星级管理 设置权重参数，从到达现场及时率、人员素质、承载力、客户满意度、抢修效率等等多纬度对班组进行综合评定。以雷达图形式展示评级结果。,配电网调度控制系统面向配电网调度应用，实现位于生产控制大区（安全区）的配电网运行监控功能和位于管理信息大区（安全区）的配电网故障抢修指挥功能。,综合配电网调度控制系统,79,计划停电信息,高压图模及实时运行信息,80,电网GIS平台,调度管理系统（OMS）,地（县）调度控制系统,生产管理系统（PMS）,用电信息采集系统,营销管理系统,95598,营销业务系统,图模管理实时监控拓扑分析馈线自动化,I/II区,区,工单管理停电计划分析故障研判统计分析,配网运行监控,区,配电终端（FTU/DTU/TTU）,基础平台,基础平台,配网抢修指挥,实时采集数据,抢修结果,报修工单,配变低压失电信息,用电客户信息,中低压图模信息,设备台帐,抢修结果,抢修工单,配电网调度控制系统,技术路线,综合配电网调度控制系统,81,第三部分 配网自动化终端,82,配网自动化终端分类,83,配网自动化终端分类,架空线配电终端,FTU,TTU,故障指示器,不对称电流源,数据转发站,84,断路器、负荷开关,标准DTU,DTU核心,电缆用户分界控制器,微机型过流保护,故障指示器,电缆系统配电终端,85,1）配电终端按照监测对象的不同分为：馈线终端（FTU）站所终端（DTU）配变终端（TTU）2）配电终端按照功能分为：“三遥”终端“二遥”终端：基本型（FTU）标准型（FTU/DTU）动作型（FTU/DTU）,配电终端的类型和分类,86,配电终端发展问题,1 配电终端是配电自动化系统的重要组成部分和基础设备2 配电终端需求量巨大，造价高3 配电终端生产厂家多，产品型式、接口、功能各异4 配电终端技术发展慢，各生产厂家产品技术差异大，水平参差不齐5 配电终端安全防护措施不完善,6 配电终端检测、安装、调试、运维工作量大,87,88,配电终端相关标准规范发展现状,正式发布标准：Q/GDW 514-2010 配电自动化终端/子站功能规范Q/GDW 382配电自动化技术导则Q/GDW 1738 配电网规划设计技术导则,修订中标准：配电自动化终端/子站功能规范配电自动化终端技术规范配电自动化设备典型设计,公司现有标准尚不能覆盖配电终端全生命周期，标准化广度、深度不足,89,电力自助缴费终端,信息化建设工程“SG186”,智能电网调度技术支持系统,智能电表,深度标准化在电网及其它领域的成功经验,90,提高配电自动化终端的技术水平和产品质量,1.,2.,3.,提升我国配电终端全生命周期管理水平,有利于我国配电终端产业有序、健康发展,配电终端标准化的优越性,4.,配电终端标准化具有显著的经济价值,标准化设计标准化终端内容,91,技术规范,型式规范,检验技术规范,安装管理规范,运维管理规范,高速交互总线 板卡互换 即插即用 IEC61850应用,唯一ID标识软硬件版本号统一定义统一外观标识一次设备接口标准统一核心单元板卡结构与端子定义统一核心单元机箱尺寸,从终端验证管理角度，对检验类别、检验时机、检验方法进行规定，并规范安全防护检验方法。,在招标采购、安装施工调试以及管理制度等方面给出职责分工和管理要求。,在终端设备运行管理、台账管理、设备投运、设备报废、考核及培训方面给出具体要求。,在配电终端系列规范基础上，依据标准化理论，提出标准化配电终端系列规范，逐步形成层层递进、相互衔接、协调统一的有机整体。,标准化配电终端系列规范研究,全面提升配电终端运行管理水平,促进配电终端产业健康发展,降低研发、生产及运维成本,92,93,配电终端推荐配置,94,第三部分 配网通信及信息交互总线,背景,鉴于生产控制大区与信息管理大区之间通过正反向隔离装置进行安全防护，反向隔离装置只能通过文件形式传输，实时性较差。并且传统的通讯方式采用点对点方式，缺乏有效管理与资源共享。,通过信息交互总线，可以整合配电网信息资源，完成配电自动化系统与外部系统之间资源共享。信息交互总线采用面向服务的架构模式，对外部系统资源有效集成管理。信息交互总线遵循IEC 61968/IEC 61970标准，确保消息在系统之间安全、完整、可靠传递。,信息交互总线有效集成外部服务，实现数据“源端唯一、全局共享”的建设目标，消除“信息孤岛”，对外部服务、交互数据、进行了统一管理，提供网络状态、系统运行状态监视功能，可以实时反馈系统运行状态，增强了交互信息的可维护性。,95,这些系统都是在不同的时期，基于各自特定的需求分专业独立开发的，对同一电力设备的描述不尽相同，未实现信息交互，存在信息孤岛。,信息交互总线,96,配电自动化系统,配电自动化相关信息系统现状,传统的数据交换方式,传统的数据交换方式,配电自动化系统,调度自动化系统,负荷 控制 系统,配变 监测 系统,电能量采集 系统,生产 管理 系统,营销 信息 系统,电网GIS 平台,客户 服务 系统,资源 管理 系统,97,基于信息交互总线的交换方式,总线式数据交换方式,配电自动化系统,调度自动化系统,负荷 控制 系统,配变 监测 系统,电能量采集 系统,生产 管理 系统,营销 信息 系统,电网GIS 平台,客户 服务 系统,资源 管理 系统,98,传统实现方式,正向/反向隔离装置,传统方式：1.隔离设备导致信息交互障碍，反向隔离只能传输文件。2.需要考虑网络环境、硬件服务、接口协议等差别。,生产控制大区,信息管理大区,99,背景-基于信息交互总线的实现方式,总线实现,正向/反向隔离装置,生产控制大区,信息管理大区,100,101,信息交互推荐配置,配电自动化系统与调度自动化系统、PMS系统、电网GIS平台、营销业务系统等其他系统的信息交互，应采用信息交换总线实现数据共享和应用集成。配电自动化信息交互模型应遵循标准化原则，即以IEC 61970/61968 CIM标准为核心，遵循和采用PMS系统、电网GIS平台、营销业务系统等相关集成规范。配电自动化应采用标准化的信息交互方式，即采用总线形式的信息交互体系架构、标准化的功能接口、数据格式与语义等。信息交换总线应支持基于消息的业务编排、信息交互拓扑可视化、信息流可视化等应用，满足各专业系统与总线之间的即插即用。,配电通信,102,配电通信网是指：覆盖220kV及以下变电站、10kV（或20kV/6kV）开关站、配电室、环网单元、柱上开关、配电变压器、分布式能源站点、电动汽车充电站和10kV（或20kV/6kV）通信线路及设备组成的，由终端业务节点接口到业务主站之间一系列传送实体。实现配电业务终端与系统间的信息交互，具有多业务承载、信息传送、网管等功能。,配电通信网逻辑结构图,配电通信,103,104,终端通信层,电力终端层,传统配电自动化终端,标准化配电终端,无线自组网,常用配电通信方式,配电通信,105,通信方式推荐配置,根据实施配电自动化区域的具体情况选择合适的通信方式。A+类供电区域以光纤通信方式为主，A、B、C类供电区域应根据三遥、二遥的配置方式确定采用光纤、无线或载波通信方式，D、E类供电区域以无线或载波通信方式为主。,106,在信息安全、区之间应安装国产硬件防火墙实施访问控制。在生产控制大区与管理信息大区之间应部署正、反向电力系统专用网络安全隔离装置进行电力系统专用网络安全隔离。在信息安全、区之间应安装国产硬件防火墙实施安全隔离。配电主站下发的遥控命令应带有基于调度证书的数字签名。,信息安全,107,主站信息安全：主站应满足横向隔离要求，对安全、区之间采用国产硬件防火墙实施访问控制，在安全、区之间部署正、反向电力系统专用网络安全隔离装置进行电力系统专用网络安全隔离，在安全、区之间安装国产硬件防火墙实施安全隔离。主站应满足纵向认证要求，保障配电主站系统的控制安全、信息安全和应用系统安全，同时满足配电主站系统对相关应用系统的信息需求，符合公司安全防护要求。配电自动化系统应支持基于非对称密钥技术的单向认证功能，主站下发的遥控命令应带有基于调度证书的数字签名，现场终端侧应能够鉴别主站的数字签名。,信息安全,108,终端信息安全：具有控制要求的终端设备应配置软件安全模块，对来源于主站系统的控制命令和参数设置指令应采取安全鉴别和数据完整性验证措施，以防范冒充主站对现场终端进行攻击，恶意操作电气设备。对于采用公网作为通信信道的前置机，与主站之间应采用纵向加密认证装置实现安全隔离，公网与调度数据网不应直接相连。加密终端应在收到复合命令报文后，使用预装的主站公钥对复合命令报文中的签名进行验签，并比较时间戳的时效性，实现数据报文