3.4 信息系统集成整合方案
目前南昌供电公司将换型建设地调 EMS、新建 GIS 等系统。根据国家电网公司《配电自动化建设与高造标准化设计技术规定》、《配电自动化技术导则》、要求，为实现信息与资源共享，本工程通过信息交互总线对相关信息系统进行集成整合。配电信息流如图所示。
3.4.1 信息系统集成架构要求
（1）跨越安全区结构信息系统集成遵循电监会二次安全防护规定，跨域安全 I/III 区，在安全 I区和安全 III 区各建立一条信息交互总线，分别实现与位于安全 I 区的相关系统及位于安全 III 区的相关系统之间的数据共享和互联。
位于安全 I/II 区的信息交互总线实现配网自动化系统、地区调度自动化系统数据互联以及共享，位于安全 III 区的信息交互总线总线实现配电 GIS 系统、用电信息采集系统、生产管理系统等应用系统之间的数据共享及互联。
（2）数据交互原则a. 实时信息及准实时信息通过各个系统的通讯接口机直接转发上送至信息交互总线。
b. 静态数据原则上都是以触发机制主动送上信息交互总线，对大批量更新的数据可以采用定时召唤的机制由信息交互总线送到相关系统获取。
3.4.2 信息交互总线功能要求
（1）数据采集功能信息交互总线应支持接受无源数据的功能，包括采用各种通信方式得到的实施数据集历史数据，转成统一的数据模型后提供给其他的相关系统进行数据处理。
（2）接入系统管理对于本次或今后接入到信息交互总线上的多个系统进行统一管理，能够查看各个接入系统对于公共信息模型的支持能力，并且可以直接查看系统的名称、位置以及参数等。
（3）支持数据集成模式总线可以提供联邦式的数据集成的模式，以总线提供的数据封装能力。接入总线的系统相对数据应用系统保持透明。
（4）事件通知服务当数据接入系统并且发生变化时，可以通过事件接口，以消息的形式发送给应用系统或者将变化的数据信息发送给应用系统。
（5）数据同步管理可以提供多种不同的数据同步机制，保持主要数据与源头系统以及目标系统中的这些数据相同。
（6）数据访问安全机制a.安全日志。能够把数据总线上产生的数据访问的信息保存在安全日志中，安全日志应保存各种信息，包括数据接入的系统信息，数据类型信息，数据量等；b.权限控制。可以提供安全验证和数据的权限控制能力，能够灵活把握控制应用系统允许访问的数据范围。
c.消息运行状态监控。对所有系统的运行维护情况进行即时监控管理，监控的内容有运行状态、访问流量、负载能力和运行日志等。
3.4.3 与 GIS 的信息集成整合方案
配电自动化所需的配电网图形拓扑信息，按照国网公司地理信息平台统一建设要求，电网设备拓扑及网络结构由 GIS 进行统一管理，由 GIS 通过信息交互总线向配电自动化提供设备拓扑等图形数据和其他设备参数。配电自动化与电网 GIS 平台交互方案如图 3.9 所示。通过信息交互总线，配电自动化系统从配网 GIS 系统获取馈线单线图，从调度 EMS 系统获取变电站内接线图。而后在配电自动化主站实现馈线模型与站内模型拼接，从而得到 10kV 完整的配电网络模型，为配网调度的管理提供完整的拓扑资料以及电网模型。
目前，南昌供电公司尚未建设配电 GIS 系统。在过渡阶段，馈线单线图由配电自动化主站维护人员或者配电分公司维护人员在工作站上通过配网自动化系统的作图工具和数据库维护工具建立电网模型，电网模型的数据存入配网自动化系统 SCADA 服务器。在配电主站系统对维护人员维护设备的范围及其权限进行灵活定义：配电分公司维护人员完成单线图及相关属性数据维护；主站维护人员完成线路拼接、拓扑校验、线路割接、相关属性数据维护等功能。同时，主站系统建设时预留好与 GIS 系统的接口，待 GIS 上线后统一由 GIS 提供图形建模。
3.4.4 与 EMS 的信息集成整合方案
南昌地区EMS系统将IEC61970/61968标准接口与配电自动化主站建设的信息交互总线进行互联，实现信息资源的共享。以信息交互总线的协议方式向配电自动化系统提供实时数据、变电站图形和拓扑；同时，从交互总线上获取需要的信息，包括馈线电气单线图、拓扑图以及配电网实时数据、历史数据等大量交互信息。EMS系统通过通信接口服务器与信息交互总线进行互联。对于EMS系统中的实时数据信息整合同时提供 104 规约接入模式。
3.4.5 与 PMS 的信息集成整合方案
生产管理信息系统（PMS）采用全省集中布置模式，服务器布置于省公司，各单位通过内网接入应用。PMS 与配网自动化系统的集成采用数据交互总线模式予以实现。PMS 定时将配网设备台帐、缺陷/故障等信息定期同步至数据中心ODS 区进行数据共享，数据中心将 ODS 配网数据抽取至统一数据交互区，并以符合 IEC61968 标准的格式进行存储并对外提供数据服务，配电自动化系统通过安全一区的数据交互总线，以 IEC61968 标准格式获取配网设备相关数据。
3.4.6 与配变一体化系统的信息集成整合方案
省公司正在应用用电信息采集系统，项目建设完成后将通过接口程序完成与配变一体化监测系统的信息整合。在用电信息采集系统中新增通信接口服务器，向配电自动化信息交互总线提供公变和专变的电流、电压、有功、无功、电量。
3.5 通信系统建设
3.5.1 配用电通信网发展建设原则
（1）有组织、有计划开展配用电通信网的统一建设，保证网络建设的统一性、协调性和可持续性。
（2）按照因地制宜、满足需求、经济实用、灵活多样的原则，依据不同的配电终端选取适合的通信方式。
（3）兼顾企业相关产业发展，建设南昌电网统一的配用 电通信网，实现配、用电信息业务综合接入，提高通信系统使用效率和投资效益。
3.5.2 配用电通信技术选择原则
在一期工程中，配电通信网以无源光网络技术为主、无线公网作为补充的技术方案，具体方案如下：（1）环网柜、杆上断路器和分支开关的可靠性要求较高，原则上采用无源光网络技术；对于缆路条件尚不满足要求的架空线路，过渡阶段暂时采用无线公网；（2）配电变压器已接入“配变一体化监测与综合分析系统”,本期工程继续沿用无线公网通信方式。（3）光缆建设方案选择：对架空线路，如条件允许的情况下，优先采用在线路导线的下方，保持安全距离的情况下，加挂 48 芯 ADSS 光缆；在地下电力管沟或者隧道内，铺设阻燃型梅花管道，放置 48 芯光缆。
3.5.3 配电通信网组网建设应用方案
（1）总体目标架构从目前状况来看，虽然无法采用一种单一的通信手段，但是采用光纤通信仍是未来的主流。因此需建设统一的配电网用的通信平台。在电力通信骨干网层，配电自动化主站至变电站的通信方式采用已建成的 SDH 骨干光纤传输网方案。在 SDH 光传输网中配置一个专用虚拟网传输配电数据；以后在智能用电等业务逐步推广，数据流量大量增长时，结合《南昌电网“十二五”通信规划》及省电力通信数据网应用方案，考虑作为数据通信子网纳入南昌电网通信数据网统一管理、维护。
在配、用电通信网作为南昌电力通信网主网的接入层，变电站至/环网柜等配电站点选择 EPON 光纤专网技术为主、无线公网为辅的接入方案。在使用EPON 通信技术时，ONU 建议使用工业级、双 PON 口设备，这样在满足了热备用设备实现全保护自愈功能的情况下，又可以满足潮湿、高温等较为恶劣的现场运行环境。ONU 设备设置在环网柜以及杆上断路器上，将这些设备信息发送至相应变电站。OLT 设备则配置在变电站内，将变电站收集的信息汇总后上传至主站。
考虑在本次工程改造中采用的是高分光比的 PON 系统，可以在比较短的周期内，对已经通光缆的配电线路实施快速区域覆盖，为了最优化实现对光纤电路资源的利用，还应考虑合理安排 ODN 分光比的配置。根据配电网信息点随配电网线路链状串联的特点，可考虑采用非均匀分光 ODN,以保证配电通信网的灵活性和业务的扩展性。OLT 与 ONU 逻辑图见图 3.10.【5】
（2）配电主站至变电站通信网络建设配电自动化主站至变电站的配用电通信网采用光纤传输网方式，变电站汇集的信息打包成以太网信号接入到 SDH/MSTP 通信网络。
由于每个变电站内通信设备种类多，一期工程的配电通信网作为电力通信主网的接入网，现阶段暂考虑应用区域的 EPON 无源光网络系统通过以太网板接入南昌电力通信网主网 SDH 骨干光环网，因此本次 OLT 设备的设计应具有内置三层路由功能。因为三层路由能够实现网络隔离和分层，且具有 VPN 功能或在 SDH/MSTP 主网传输电路上开辟专用电路，通过 VPN 技术实现专用电路传输配电信息，与其他网络系统的隔离。
（3）变电站至环网柜、杆上断路器的通信网络建设现有变电站至环网柜、杆上断路器的配电网络中，其网架结构超过一半是采用手拉手接线方式。因此，EPON 网络结构也随着网架一样，采用以手拉手方式为主，辅以环带链结构。配电通信接入层基本网架见图。【6】
EPON 典型“手拉手”两点接入结构中 OLT1 和 OLT2 分别安装在不同的110kV（或 220kV）变电站，ONU 设备安装在环网箱、杆上断路器处，光缆中断或一侧 OLT 设备失效时均能实现保护，由 ONU 设备选择接入不同的 OLT.EPON“手拉手”两点接入结构见图。【7】
若配电一次网架的原因不满足两点接入不同的变电站时，需考虑两条不同的光路，实现“手拉手”单点接入一个变电站。EPON“手拉手”单点接入结构见图。【8】
（4）配电通信网管理平台配电通信网一体化管理平台包括配电网 EPON 光纤通信管理子系统以及配电网通信综合管理平台，以“统一通信接口、统一通信规范、统一通信网管”实现对配电通信网设备的故障、性能、配置、安全的管理功能，同时对配电通信网中各配电通信终端、光缆、通信通道等通信资源实现统一监控和管理。并且为以后升级至“配用电通信一体化管理平台”预留足够的软、硬件扩展接口和配置。
3.6 工程技术难点及解决方案
本次配电自动化改造工程涉及的环网柜位于南昌高新区内，工业用户较多，供电可靠性要求较高。改造过程中，停电时间相对较长，无法满足用户供电需求。
解决方案：在实施环网柜整体更换工程中采用临时环网柜的方式保证用户正常供电。先将用户负荷转接入临时环网柜中，进行环网柜一、二次设备的自动化改造，待改造完成后再将负荷接入新设备。这种施工方案能最大限度的减少用户停电时间，保证供电可靠性。
除一期工程实施区域之外，为拓广配电自动化的覆盖区域，确保配电自动化与一次建设的一致性，采取以下技术保障措施：对于今后城区内 10kV 配电新建和改造工程，一次设备均按配电自动化要求进行配置。涉及道路开挖的，同步敷设通信光缆管道。符合条件的线路，配电自动化建设一步到位。确实无法通光的，暂时采用无线公网形式接入配电主站。在老城区内采用过渡方案，即安装故障指示器和简易型 FTU,通过无线公网上传故障信号、线路电流和开关位置信号（若能引出开关位置结点）至主站。
3.7 馈线自动化应用方案
通过配电自动化工程建设，配电主站系统可以根据配电终端采集的实时信息，及时掌握配网运行情况，准确定位配网设备故障，快速分析并制定最优的重构方案隔离故障，恢复非故障区供电。
本次配电自动化建设采用集中型馈线自动化方式。在配电自动化建成的初期，在人工干预下实现故障的半自动处理。待条件具备后，再采用全自动方式。
针对网架改造中三种典型网架模式，采用不同的馈线自动化应用方案。
（1）单环网接线
当 L1 的主线发生故障，出线开关保护跳闸，L1 全线停电。配电主站系统根据配电终端采集的故障信息，立即判明故障点位于 FD1 与 FD2 之间线路区段上。
配电主站首先自动（半自动或全自动）发出拉开 FD1 和 FD2 开关遥控命令，隔离故障线路。然后，配电主站自动（半自动或全自动）发出合上联络开关 LD 的遥控命令。同时，合上 L1 的出线开关，恢复非故障段供电。故障处理时间缩小至 6 分钟（半自动），甚至更短（全自动）。
（2）N 供一备接线【9】
当 L1 的主线发生故障，出线开关保护跳闸，L1 全线停电。配电主站系统根据配电终端采集的故障信息，立即判明故障点位于 FD1 与 FD2 之间线路区段上。
配电主站首先自动（半自动或全自动）发出拉开 FD1 和 FD2 开关遥控命令，隔离故障线路。然后，配电主站自动（半自动或全自动）发出合上联络开关 LD1的遥控命令。同时，合上 L1 的出线开关，恢复非故障段供电。故障处理时间缩小至 6 分钟（半自动），甚至更短（全自动）。
（3）网格接线【10】
当 L1 的主线发生故障，出线开关保护跳闸，L1 全线停电。
若故障点位于 d1,配电主站根据配电终端采集的故障信息，首先自动（半自动或全自动）发出拉开 FD1 开关的遥控命令，隔离故障线路，并断开主线分段开关 FD2.然后，配电主站自动（半自动或全自动）发出合上联络开关 LD1和 LD2 的遥控命令，恢复非故障段供电。
若故障点位于 d2,配电主站根据配电终端采集的故障信息，首先自动（半自动或全自动）发出拉开 FD1 和 FD2 开关遥控命令，隔离故障线路。然后，配电主站自动（半自动或全自动）发出合上联络开关 LD1 的遥控命令。同时，合上 L1 的出线开关，恢复非故障段供电。
若故障点位于 d3,配电主站根据配电终端采集的故障信息，首先自动（半自动或全自动）发出拉开 FD2 开关的遥控命令，隔离故障线路。然后，配电主站自动（半自动或全自动）合上 L1 的出线开关，恢复非故障段供电。
对于负荷较重的支线，应用区域采用带保护的分支开关（环网柜出线开关），与变电站 10kV 出线开关的电流及时限进行配合，独立切除故障，缩小停电范围。
3.8 配电自动化新技术
3.8.1 单相接地故障定位
因为配电网中经常发生单相接地短路，而通常我国常用的系统接地方式为小电流系统接地，这种方式造成单相接地时不形成故障回路，只在系统中产生零序电流，而零序电流数值非常小，但是如放任其长期运行，会损坏电网设备。
配电网的单相接地故障的定位一直是困扰大家的难题，在本文中就不进行深入研究，只简单阐述看法。目前对于配电网单相接地故障的定位方法，主要由选线和测距两个方向，近年来随着科技的进步，不少厂家已经在故障测距法上有了突破，本次南昌供电公司在设备的选择上，更青睐于在单相接地故障定位上有更优秀表现的厂家，这也是以后配电自动化今后的趋势。
3.8.2 分布式电源接入
分布式发电技术的思路是充分利用各种可再生能源，将它们高效的纳入电网中来，对电网提供有力的补充和有效的支撑。它在经济性、环保效益、能源利用的多样性、调峰作用等都有着不容忽视的优点。虽然目前其尚在摸索阶段，但它是今后电网发展的重要趋势。
南昌供电公司响应国网够公司号召，已经支撑并发展了一批小型太阳能发电，比如厚田沙漠的 35kV 太阳能发电站、还有居民家用太阳能发电技术，这些都开辟了南昌分布式电源接入的先河。但是其并网运行时对配电网的影响也不可忽视：如对电压调整的影响，其有功功率的波动，将使电压调节变得困难；对继电保护的影响，大部分原有的继电保护不考虑末端电源，线路不会产生转移电流，因而控制开关动作的继电器无须具备方向敏感功能，而在有了分布式电源接入后，需为了其的加入而做大量的改动，而且要考虑重合闸的时间配合、保护区的设定，否则可能使保护误动作。
以上简单谈了分布式电源接入的优点及困难，随着我国对环保的重视，可再生能源是未来发展的重要方向，因此需要对分布式电源接入配电网运行时可能存在的问题、正面的或负面的影响更深入的研究，促进其更健康的南昌电网落地生根。
3.9 预期成效
（1）建立较为完善的调控一体业务体系随着南昌配电网的发展，调控一体集调度、监控于一体，工作流程能更加简化，是今后的趋势。届时，配网调度在执行原有调度业务范围的同时，还将负责对所辖范围内开关站、杆上断路器、环网柜等配电设备的各类信息进行监视和控制；对配电设备以及架空、电缆线路开关进行远方操作；对配电网的故障信息进行监视并快速反应处理，通过遥控来隔离故障，使故障区域迅速恢复供电。
（2）初步形成配电通信数据网通过基于 SDH/MSTP/EPON 技术和无线 GPRS 技术等手段进行通信网络建设，实施区域内初步形成完善的配电通信数据网，为配电自动化系统提供高效、稳定、可靠的通信网络。采用光纤通信为主要通信方式，提高了网络带宽和速率，能够有效保障智能电网和内网通信需求；以 EPON 实现无源光网络组网，结构更加合理，对网络故障的预防及处理能力更强，网络可靠性和可扩展性大大提升，可以有效保障智能电网安全、可靠运行；本次工程通信网络建设不仅能够满足现阶段能力需求，同时也充分考虑了今后配电自动化系统网络能力扩容后对通信网络的要求，以及用电需求对通信网络的需求。
（3）提高供电企业服务水平配电自动化系统实施后，配电网的故障可以实现快速定位及排除。故障线路与正常线路之间的切换、转带负荷等操作的时间也大为缩短，可以极大减少用户的停电时间，另外可以通过停电信息预发平台，使客户能及时准确的掌握停电信息，从而切实提高供电可靠率，提高了客户服务水平，为客户提供了准备及时的停电咨询信息。
南昌配电自动化一期工程实施区域属于国家级高新技术开发区，有不少外企和合资企业。通过配电自动化的建设，在提高南昌供电公司的客户服务水平的同时，也提升了国家电网公司的整体企业形象和南昌市的城市形象，起到了一定社会效应和经济效应。
（4）提高配电网运行管理水平配网自动化系统如主网一样，实现了各类配网设备运行的实时数据的自动采集及传送，也可以对设备的运行状况进行实时监测；对各类配电设备进行远方控制和操作，减少现场工作时间，降低劳动强度，提高了工作效率；实现了事故报警并记录，并且提供系统分析应用；实现了配网运行图与实际地理位置准确对应，能够快速、准确地寻找和提供分散在城市各个角落的配电设备的具体位置和各种运行数据，以便于供电公司的运维人员进行设备的维护和事故抢修。同时，通过配电自动化手段也进一步提高了企业劳动生产率。减轻了过去繁杂的现场巡视、检查、操作工作，降低了统计、记录、查找、分析等工作强度，大幅度提高工作效率，实现供电企业减人增效。
（5）重要指标预期效果配电自动化工程项目实施后，一次网架更加合理可靠，供电可靠性和电压合格率等指标得到提升，10kV 综合线损进一步降低，提升优质服务水平。配网一次设备预计技术指标提升情况如表：【11】
