配电网地理信息系统

配电网地理信息系统（精选十篇）

配电网地理信息系统 篇1

泉州电业局作为福建省配电网自动化和配电GIS一体化应用的试点单位, 已取得一体化平台建设的初步成果, 本文介绍并分析了该项工作基本情况和经验。

1 一体化平台的总体设计

1.1 总体设计思想

配电网自动化系统和配电GIS一体化平台的总体设计思想是:以GIS为基础, 以网络技术、通信技术、面向对象的空间数据库等信息技术为依托, 建设一个无缝衔接的数据信息管理交换平台。覆盖全部相关生产管理部门、生产单位、生产班组的配电网生产管理信息系统, 不仅要实现配电GIS和配电网自动化系统的各项管理需求, 还要为将来其他系统 (如供电可靠性、营销系统) 的接入打下平台基础。

1.2 总体设计的技术路线

1) 依托已建成的各类系统 (配电GIS、配电网自动化系统、营销系统、供电可靠性系统等) , 实现相关信息的搜集。

2) 为配电GIS辅以具有配电网自动化实时信息的电网设备情况, 以进一步加强安全调度、及时处理事故的能力, 进一步提高安全供电的质量;进一步提高设备和电网的运行管理的及时性、准确性, 降低运行和维护成本。

3) 建立企业协同工作的信息平台, 实现信息共享, 提高工作效率。

2 一体化平台设计原则

针对配电GIS、配电网自动化系统管理和网络情况, 一体化平台的设计原则应使一体化平台有以下特性。

1) 伸缩性。

一体化平台既能处理小数据量的应用, 也能顺利地对付大数据量的应用。

2) 易用性。

一体化平台一方面要求界面友好、操作简单直观, 以保证使用者易学易用;另一方面要求做好各种文档的编写、维护工作以便于后期对系统的维护。

3) 可靠性。

一体化平台不仅在设计上要考虑系统稳定可靠、数据不易出错, 而且在开发时必需严格按照软件工程和ISO 9000体系的标准, 保证应用软件的可靠和稳定。

4) 扩展性。

一体化平台功能扩展应能方便进行, 并能做到平滑扩展和升级。

5) 安全性。

一体化平台的安全性包括网络的安全、数据的安全、软件系统的安全等。

6) 先进性。

一体化平台采用的技术应是先进的技术, 不随着操作系统的升级而变化, 以最大限度保护用户的软件系统投资。

3 一体化平台的网络结构

由于配电网安全监控和数据采集 (SCADA) 系统与配电GIS系统位于不同的安全区内, 两个系统之间只能通过正反向物理隔离设备连接, 两个系统分别设立模型同步工作站, 负责两个系统之间的文件传递和实时数据传递。

一体化平台的网络结构图如图2所示。

图2中, 配电网自动化系统主站位于生产区, 其WEB服务器位于管理区;配电GIS服务器和WEB服务器位于管理区。自动化主站通过正向物理隔离装置单向传输实时信息给WEB服务器, 配电GIS转换生成图形文件和模型描述文件, 通过物理隔离装置机访问反向物理隔离装置, 将文件传输给生产区的配电网自动化系统数据接收端。

4 一体化平台实现的技术难点分析

4.1 模型的转换与更新

模型转换是指从GIS建模工具录入的信息中, 选择必要的信息填入实时系统的描述库中, 主要包含电网描述信息和设备台帐信息。其中, 电网描述信息转换的正确性对于整个系统具有重要意义。模型转换方案采用配电GIS系统的全网设备数据模型转换生成配电网自动化数据模型, 以确保数据源的唯一性。在配电GIS端建立一个与自动化主站正式库一致的模拟数据库, 模型转换时将设备建模信息 (台帐信息和拓扑信息) 写入该模拟库。模型转换完毕之后, 直接导出Oracle数据库格式文件, 通过反向物理隔离装置传输给自动化主站进行建库。

模型更新则采用增量更新的方式, 即由自动化主站生产厂家提供格式要求, 由配电GIS生产厂家在每次GIS模型更新以后, 使用XML语言描述设备异动信息, 生成符合主站需求的模型变更描述文件, 通过通信程序传递到配电SCADA系统, 再由主站根据该文件自动更新SCADA模型。目前, 该技术难点已经解决并顺利测试完毕, 模型转换与更新的正确率达到100%。

4.2 图形的转换与更新

图形转换工作是根据建模形成的地理接线图生成电气原理图 (包括全网图、多线图和单线图) 。要确保图形转换的正确性, 还需要保证电气原理图能方便地进行更新, 以反映电网的最新变化。

图形的转换是和模型转换同步进行的, 通过图形的转换, 维护模型的信息。图形转换采用的方式是:直接生成自动化主站所需格式接线图, 着重考虑转换速度以及数据转换异常处理, 防止因程序报错而转换失败。

接线图的更新与模型更新类似, 也采用增量更新的方式, 即由主站生产厂家提供格式要求, 由配电GIS生产厂家每次在GIS模型更新以后, 生成主站需求的接线图变更描述文件, 通过通信程序传递到配电SCADA系统, 由主站根据该文件自动更新SCADA接线图。其中, 图形变更描述的XML格式文件需要包含有异动的时标、相应坐标、必要的相邻设备信息。

目前, 泉州电业局下属4个供电公司地理接线图已全部绘制完毕, 各站所内部电气主接线图也已录入, 而异动流程所涉及的模型更新及图形更新已投入使用, 经测试, 正确率达到100%。

4.3 通信模块

完成配电GIS与配电SCADA之间的数据 (主要包括模型信息、图形信息以及实时信息) 交互, 需要在配电GIS端和配电SCADA端分别完成。在通信介质中还增加了正、反向物理隔离设备, 以满足通信双方高效、可靠的要求。在数据传输异常时的处理方法, 主要是解决通信机制问题。泉州电业局解决数据传输异常的方法如下。

1) 在每次通过反射物理隔离装置向配电网自动化系统发送数据后, 配电网自动化系统会自动返回一个占几字节的信息。双方可以利用这个信息定义数据传输结果, 获取此次的数据是否发送成功的信息。

2) 在配电网自动化系统数据接收端, 如果在规定的周期内没有收到配电GIS的异动数据描述, 那么通过正向物理隔离装置往管理区发送请求信息, 提醒配电GIS发送数据或通知数据接收情况。

4.4 实时信息

实时信息工作是指在配电GIS中可以实时显示配电自动化SCADA系统的“三遥”数据, 并保证数据的实时性和准确性。配电网自动化系统根据配电生产管理需要, 必须及时将设备状态的实时信息反馈给配电GIS。为了解决两个系统间的数据传输接口问题, 由自动化主站生产厂家编写实时信息转发接口, 双方系统对同一设备通过唯一标识符 (基于ISPG的电网标识码, 例如设备双重编号和系统ID号) 来确定对应关系, 即配电GIS可以通过该对应关系查询任意的实时信息, 并将其实时数据显示出来。

5 结语

1) 配电网自动化和配电GIS一体化平台的建设实现了配电网生产管理业务的规范化、流程化、网络化、信息化、现代化, 提高了电网管理水平, 可为社会带来了优质服务和经济效益, 但这仅是配电网信息一体化的开始。

2) 配电领域的各种系统依然零散、独立, 这导致各系统间功能相互重叠、数据无法共享、通道不能借用、人员设备无法整合等多种问题的产生。而解决这些问题的最佳途径, 就是遵循“开放系统”最大限度保护用户原有软、硬件投资的原则, 走开放系统结构 (OSA) , 实现多应用系统开发厂家产品系统集成的道路。

3) 在配电网自动化与配电GIS一体化平台的基础上应制定出相应的各项接口标准, 原有的系统通过转换接入开放系统, 而新的系统则应符合制订的接口标准, 才能真正实现各厂家、各系统的集成, 才能真正实现配电领域的信息一体化。

摘要：各自独立的配电网自动化系统和配电地理信息系统不利于配电网自动化水平的提高。介绍了泉州电业局配电网自动化系统和配电地理信息系统一体化平台建设的总体设计思想、原则、技术线路, 阐述了一体化平台的结构体系和技术难点, 为将来其它系统的接入打下平台基础。

关键词：配电网,自动化系统,地理信息系统,一体化

参考文献

[1]刘健, 倪建立, 邓永辉.配电自动化系统[M].北京:中国水利水电出版社, 2003.

[2]伏玉琛, 周洞汝.地理信息系统 (GIS) 技术及其在配电管理中的应用[M].武汉:武汉水利电力大学出版社, 2000.

配电网故障定位系统的应用论文 篇2

1故障定位系统概述

故障定位系统是为能快速准确查找到配电网中故障的具体位置和发生故障的具体时间并将以上信息传送给运行检修人员而设计的。系统融合了地理信息系统技术、传统故障显示技术以及GSM通信技术，主要包括以下几个部分：中心站、带通讯功能的故障指示器、通信终端、通讯系统以及监控主站。其中，中心站有通信装置，可以直接接入公共移动网络，能对通信终端发送的信息进行解码，最后发送给主站;带通讯功能的故障指示器在线路发生故障时被触发，并将数字编码信号发送出来，一般安装在架空线路和电缆线路上;通信终端一般安装在线路分支点处，能接收多个线路故障指示器的编码信息，能将收到的动作信息发送给中心站;通讯系统主要借助于公共网络实现短信息和网络数据的通信，能接收各种信息;监控主站安装有基于地理信息系统平台的专业故障定位系统软件，能接收中心站转发的信息，并对各种信息进行分析，最终完成故障定位。

2检测原理

在配电网中发生的故障可以分为单相接地故障和相间短路故障两种，这两种故障的检测方法是不同的，下面就对它们的检测原理进行说明。

2.1单相接地故障的检测原理

故障定位系统中通常使用动态阻性负载投入法进行检测。单相接地故障较为复杂且故障电流较小，故障定位系统正是根据单相接地的这个特点，通过检测注入信号的特征来实现故障选线和故障点定位的。故障定位系统中安装有自动可控阻性负载，该装置可以在发生单相接地故障时在变电站中性点自动短时投入，此时就会在现场接地点和变电站之间产生特殊的信号电流，一般来说该电流最大不超过40A，之后该电流会调制到故障相的负载电流上，此时接地故障指示器就会检测到该电流信号，最终将故障发生的具体位置指示出来。这种方法安全可靠，不会对系统的安全运行造成影响，且使用方便、经济适用，社会效益和经济效益较高。

2.2相间短路故障的检测原理

配电网地理信息系统 篇3

【关键词】配电网规划；地理信息系统；电力系统

在传统的规划配电网规划系统中，人们常常利用手动技术或者借助AUTO CAD绘图软件来实现配电网规划系统，这样不仅消耗大量的时间，也消耗了大量的人力。而且规划设计结果并不美观，灵活性能也受到了局限，导致效果不理想。GIS系统不仅具有大量的数据储备空间，还有较强的的网络分析能力，借助其具备的功能来进行配电网络规划系统处理，这样不仅对大量的数据实现统一管理，从而提升工作人员的工作效率，还把规划措施调配的更加灵活，使规划过程更加明朗清晰，提升配电网络规划系统的效果和效率。

一、配电网规划概述

（一） 配电网规划的主要内容

配电网规划主要包含以下几个内容：

（1）负荷预测：第一是未来需求量的预测，第二是对未来用电量的预测，两个方面。

（2）为了网络构造可以实现优化规划，就要预算出未来电源和负荷水平呈现的状况，建立一个合理的网络建设计划，应用较少的资金来实现配电网络的运行需求，从而满足资金限额的拘束要求。

（3）为了变电所实现优化规划，将变电所的位置和容量进行规划，在进行变电所规划时要满足多种约束条件，其中包括负荷要求、线路容量以及变电所容量等，进而完善变电所的地位和容量。

（4）短路容量校核是指根据不同的设备方式进行配电网络控制，例如提高网络设计，根据电压等级分配，变压器容量的大小，阻抗的选择方式以及运行方式等，从而确保各个级别的电压断路器开断电流和设备中稳定电流可以很好的配合。

（5）无功规划是指根据无功补偿设备的最好的地理位置，容量的大小，类型的区分和投放时间的长短来确定是否更换新的无功补偿设备。

（二） 配电网规划的基本要求

实现配电规划的主要因素是利用最少的资金，来实现最好的方案，保证配电规划和城市规划共同完成并且与生态环境协调一致，从而满足人们对未来用电量的需求。

二、基于 GIS 的配电网规划智能决策支持系统

专家决策模块相当于一个智能储存库，它可以将配电网络进行分化，该系统可以根据涉及的中心理论进行支持。专家决策模块可以借助配电网络规划有关的不同信息，实现综合解析，根据分析的结果采取最合理优化的解决措施进行配电系统的网络规划。专家决策模块可以借助知识库中广大数据实现推理判断，模型库根据不同的标准模式划分成多个模型，其中包括任何方面都可以用的通用模型，指定的专业模型和根据不同的用户要求划分的用户模型等。方法库中有很多的数学筹算办法，在配电网络规划中根据不同的问题寻找不同解决对策。在制定配电网规划时，不仅要求科学合理布局，还要兼顾到基础数据，这些基础数据包括区域国民经济状况、配电网络系统负荷特性、配电网络结构等。配电网规划能够与SCADA 系统、MIS系统等进行有效连接，并且能够一并与专家决策模块进行互联互通。利用 GIS智能技术，可以直接将配电网络各个目标进行优化。在负荷分析子系统和优化规划子系统等诸多子系统大力支持下，专家决策模板才能准确的实现对配电网络进行规划，进而形成一个独立的规划效果。同时在地理信息数据的帮助下， GIS系统可以直观地将配电网络规划效果清晰的展现出来，建立出各规划年的配电规划图。

三、基于 GIS 系统的配电网规划方法

我们可以借助GIS 系统中巨大的资源容量和技术，应用到配电网络的规划中来，这样不仅可以让配电工作人员方便快捷进行配电网络规划设计，还使配电网络规划具有合理科学的性能。具体来说，基于 GIS 系统的配电网规划方法主要分为以下几个部分。

（一）空间负荷预测

（1）在空间负荷预测中，为了更好的管理供电系统，可以根据不同的用电类型和不同的负荷性质把供电地域划分到多个小区。在进行配电系统规划的过程中，小区负荷预测一般采用的方式是负荷密度法，它主要根据规划部门所在的区域进行从上至下的规划方式，其主要特点就是对负荷密度进行预测。而负荷密度法的主要缺点就是容易因为人为的失误受到影响。

（2）基于 GIS 系统的配电网规划的案例很多。例如，在GIS 系统中应用GIS 空间负荷预测系统，它主要功能就是将降低数据收集数量，降低分析和处理系统的难度，减少配电工作人员的工作量。以负荷密度法举例。首先，在制定配电网规划时，不仅要求科学合理布局，还要兼顾到基础的负荷，而这些基本负荷包括商业负荷、城市居民负荷、农村负荷、工业负荷、城市公共负荷和其他负荷。然后再借助GIS 系统中的规划功能，将整个大区域划规划成诸多小分区，进而将各个小分区中原来的负荷数据以及未来预测的负荷分布进行整理收集。并将整理出来的数据进行分析，并与各个区域规划部门给出的规划数据进行对比，进而整理出最合理的数据进行计算，得出准确的分区负荷密度。

（二） 变电所的地理位置及容量优化规划

在实现负荷空间预测时，根据各个小区实际负荷值和分布趋势作为基础，借助GIS 系统来实现未来我国负荷发展的要求，进而优化变电所的地理方位和容量。利用最少的资金的同时，确定各个阶段时期变电所不同的地理方位和不同的容量。为了得到准确的空间负荷预测结论，就要借助GIS 系统和电子地图技术，将在规划区域内的所有能够查询的地理方位进行备选，可以先制定一个变电所地址的选择表，进而实现目标年的用电要求。最后结合负荷实际增长状况以及成本投放的数量进行审核，实现各个期间的用电要求可以满足负荷增长的需求，进而实现投资经济利益的最大化。

（三）网络结构优化、短路容量校核及无功规划。

为了实现配电网络结构优化，我们可以从两方面入手，第一步骤是实现空间负荷预测，第二步骤是实现变电所的位置优化和容量优化。网络结构优化主要是借助设立非线性混合整数规划模型的原理，在诸多拘束的因素下，例如负荷要求、优化变电所地理方位和容量、提高变电器和线路的容量以及保持功率平衡性能等，实现应用最少的资金，规划出最合理的目标以及保障各个高压和中压配线具有稳定的网架结构。

四、结束语

总而言之，通过本文对GIS 的配电网规划系统的应用及发展方向的进一步分析，使我们对GIS 的配电网规划系统有了新的认识，配电工作人员在拟定配电网络图纸时，可以根据配电网络不同的地理信息进行配电网规划系统的设计，从而加大配电网规划系统的工作效率。

参考文献：

[1]周云成. 基于 GIS 的 10kV 配电网络电气连通性分析[J]. 电力系统保护与控制，2010，38（ 10） ： 83 -87.

配电网信息管理系统 篇4

随着信息网的不断发展, 电力信息网系统对建设专用信息网已有了迫切的要求。电力信息计算机连网、专网电话通信、继电保护复用通道、图像实时监控, 均要求大容量、高可靠的通信传输信道来保证。

因此, 电力信息专用网络, 都在规划设计采用以光纤传输的SDH通信系统, 目标是通过在局中心和各县局、变电站、供电所之间构筑一个能传输多种信息的宽带、高速的综合业务数据网络框架, 实现传输话音、图像、计算机数据、保护通道信号。然而在实际应用中, SDH光传输设备是以E 1 (2M) 为基本带宽, 通过桥接器来组成点对点的MIS信息通道, 以2M为带宽的信息通道, 产生“瓶颈”效应。

介绍在已有的SDH光传输系统, 利用波分复用技术, 解决目前电力信息网存在的容量小、传输速率低、传输手段单一等问题, 进行一些相关技术讨论。

2 WDM系统介绍

电力系统通信网为电网的调度和管理及生产运行提供信息传输通道, 是电力系统不可缺少的组成部分, 是电力系统自动化及电网现代化管理的基础。目前, 大部分电力通信网采用了SDH、ATM的组网方式, 综合了数据、语音、图像等业务, 但随着电力系统通信的发展, 所传输的数据量以几何速率增长, 原有的网络将不堪重负, 如果新建一个网络, 从经济方面考虑并不可行, 且周期较长。不符合企业的经济效益。为此, 提出了一种新的解决方案———波分复用 (WDM) 。

2.1 WDM原理简介

WDM波分复用方案运用目前世界上先进的波分复用技术, 在同一根光纤内利用两个波长同时传输信息, 即在同一物理介质内开通两条光传输通道, 一条通道传输SDH信息;另一条传输MIS信息, 从而达到通信和计算机两套系统同网建设的目的。

2.2 WDM设备组成

以WDM方案组建电力信息网, 通信系统采用SDH (或PDH) 加PCM设备, MIS系统采用目前通用的计算机网络设备, 如MOTOLOAR, CISCO系统网络设备, 通过WDM设备提供的接口 (如:RJ45) , 以LAN技术组成计算机网络。结构框图如图1所示。

目前, 在新城子SDH光传输网作为一种先进可靠的方案在系统已得到应用, 如何在SDH网基础上进一步提供高速以太网接口, 接入MIS信息自然就成为核心的技术问题, WDM方案为广大用户提供了一种方便, 灵活, 可扩展性强的方案。新城子局已建有SDH环网, 使用1310nm的波长传输业务。现在每个站点加WDM设备 (λ1=1310nm, λ2=1550nm) , 使用1310nm的波长传输SDH业务, 使用1550nm的波长传输IP业务, 两者互不影响。

2.3 WDM系统特点

2.3.1 实现方便, 可靠可行

WDM方案中, 无论通信设备还是计算机设备, 都是标准通用设备, 均采用名牌厂家的模块器件, 成熟可靠, 并经过可靠性实验, 现场已成功开通运行。

电力通信有其特殊的要求, 表现在信号传输实时性要求较高, 并具备一定的信道容量, 采用WDM建设电力信息网, 其SDH设备可以充分体现这方面的优越性。

2.3.2 通道畅通, 不会拥挤

与其他方案比较, 计算机通道不占用SDH通道带宽, 不会浪费SDH设备2M通道 (计算机信息一般是突发的, 多数时间内通道是空闲的) , 更不会因为计算机信息影射到SDH信道而产生瓶颈现象。

2.3.3 升级换代, 简单易行

由WDM技术原理可知, 两套系统同纤组网, 各走一条光纤传输通道, 两套系统可按各自的需求升级扩展而不相互影响。

2.3.4 带宽足够, 满足要求

目前, WDM设备提供10/100M自适应以太网接入接口, 完全满足电力信息网在传统通信和计算机通信上对传输带宽的要求。实际上, WDM方案支持全双工通信, 可满足计算机200M/S的通信容量。电力信息网上今后会加载越来越多的业务, 特别是多媒体业务的开通, 会需要巨大的带宽, 以WDM方案组建电力信息网, 其计算机网络的带宽足够使用, 且系统升级十分经济而方便, 从而避免前期投资的浪费。

2.3.5 网络划分明确, 便于运行维护

以WDM方案建立电力信息网, 在SDH系统上用WDM设备为计算机系统提供高速以太网通道;WDM物理层与SDH链路层分开, 计算机系统利用WDM设备提供的接口自行组网, 自行网络管理, 明确的划分管理, 有利于整套电力信息网的运行维护。

3 WDM方案设计

方案设计如图2所示, 系统建立在原SDH光纤通信系统上, 利用原有的通信光缆, 在所需要的站点上增加WDM设备, 建立起新城子电力通信信息网系统。图中圆圈中的设备是可以出租给用户的, 不同用户可使用不同套设备而不会相互干扰。

4 VoIP系统

VoIP (VoiceoverIP) VoIP技术正是利用宽带网络资源, 以数据承载话音的方式, 将声音信号“数据封包”, 通过IP进行实时传输。

作为信息交流的最基本内容, 话音通信居于绝对的基础地位, 也是人们对通信信息网络功能的最基本要求。在发展宽带信息网的过程中, 始终应该将话音业务作为其基本业务特别是在发展初期话音业务应是其主要业务点。因此, VoIP技术与宽带接入网的结合, 使宽带信息网具备IP话音功能, 应该成为下一步的发展方向。

VoIP网络的最基本功能是提供基于IP的话音业务, 其基于IP的网络架构为提供多种多样的综合业务提供了广阔的空间。VoIP技术还能有效提高企业工作效率, 极大地降低企业通信费用, 其使用与推广是语音业务发展的必然趋势。

电力系统通信网主要用于电力系统的安全生产、调度指挥和运营管理服务, 随着电网的快速发展, 日益增长的电网运行管理信息, 实时调度信息, 视频图象信息要求电力通信传输网具有更大的传输带宽和更高的传输速率, 能够提供大容量、高速率的宽带综合业务服务, 实现语音、数据、图象传输的三网合一。组建电力、特别是农村电网宽带。

VoIP系统支持H.323标准, 构建在具有传统PBX功能的VoIP网守 (GK, 实为H.323软交换机) 、VoIP网关 (GW) 、IP电话机 (IPPhone) 等关键终端设备或软件组成的综合支撑平台之上, 能为企业提供IP电话通信系统等一体化信息平台系统的全面解决方案。

VoIP网守 (GK) 是具有传统PBX功能的软交换机 (IP-PBX) 。它与备用网守 (ALGK) 一道支持热备份功能。支持多个邻域间网守的通信, 满足大系统容量的要求。

VoIP系统中E 1网关采用中国7号信令与PSTN的局间交换机相连, 接入公众电话网, 系统如图3所示。采用PRIQ信令与企业的中心交换机或PBX相连, 接入企业内部电话网, 或者采用FXO/EM VoIP网关可连接到企业的PBX交换机或集团电话, 满足中等规模系统容量的需求, 系统如图4所示。2/4路的FXSVoIP网关直接连接到普通电话机, 满足小系统容量的需求。

IDS2000VoIP网守是VoIP网络中的核心设备。它控制着整个VoIP网络的运行, 为网络中的网关设备提供寻址、鉴权和授权服务, 控制呼叫路由的选择, 负责带宽管理, 并且具备审计和计费能力。VoIP网守的功能将超越H.323标准中网守的功能。系统具备自动循环切换方式, 包括同一站点的摄像机切换和不同站点间的轮回切换, 所切换的摄像机个数可以任意设定组合, 其中切换时间可以任意设定 (5～60s) 。

监控终端采用至少四分屏方式, 可控制一屏显示1幅到4幅画面, 相应具有清楚的站名标识。系统满足多台 (10台以上) 网络终端同时观测一个摄像机的图像, 并具有控制级别权限设置。

6 结论

目前, 波分复用的IP电力信息网已经在新城局试运行, 效果良好。在局中心和各县局、变电站、供电所之间构筑一个能传输多种信息的宽带、高速的综合业务数据网络框架, 相信未来一定会有广阔的前景。

参考文献

[1]密集波分复用技术导论[M].人民邮电出版社.

[2]光波分复用系统与维护[M].电子工业出版社.

配电网地理信息系统 篇5

摘要：我国10kV电力系统配电设备的接地网设计直接关系到电力系统的安全性与稳定性，对保障供配电系统的持续稳定运行至关重要。尤其是随着电力系统设备的逐渐复杂化，对接地网设计的要求越来越高，许多新的设计理念与技术措施陆续涌现。在这种情况下，探讨如何做好10kV电力系统配电设备的接地网设计，具有积极的实际意义，本文将对10kV电力系统配电设备接地网设计的相关内容展开论述，以期为有关工作提供参考和借鉴。关键词：10kV；电力系统；配电设备；接地网设计

随着社会经济的发展，人们生产生活对于电能源的依赖性在逐渐的增强，而10KV电力系统配电设备作为与用电终端相连的设备，它的稳定性和安全性成为了供电保证最为重要的条件，配电设备的接地网设计对用电质量的影响很大，并且直接关系到用电系统的安全运行。1接地网设计概述

接地网作为维护电力系统持续稳定运行，确保配电设备与运行人员安全的重要措施，需要我们在电力系统设计施工中予以重视。接地网连接配电设备接地、电缆屏蔽接地、监控系统设备接地以及维护检修临时接地等各个部分，一旦接地网设计不合理，将可能导致接地网电位分布不均的情况，甚至造成设备与电缆绝缘损坏。

接地网作为一种隐性工程往往得不到足够的重视，在实际工作中通常仅关注接地电阻测量结果，而非整个接地网设计的科学性与合理性。近年来由于电力系统的发展促使经地网流散电流不断增大，接地网设计的缺陷所引起的事故时有发生，不仅严重威胁到相关人员与设备的安全，而且给企业带来恶劣的社会影响和经济损失。因此，我们需要从强化接地网安全性设计入手，重视接地网设计的各个环节，以妥善解决和避免出现接地系统故障问题。2接地网设计内容及原则

2.1 接地网设计相关内容

首先，需要确定接地网入地电流。一方面，在计算接地网入地电流时需要充分考虑电力系统未来的发展，另一方面，故障电流经过会在接地电阻产生压降使电位升高，由于地电位升高受二次电缆与二次设备交流绝缘耐压值影响，因此要考虑二次电缆芯线上产生的感应电位。

其次，需要调研接地网处的土壤地质情况，了解接地网区域的土壤电阻率。一般是通过

钻孔来掌握土壤均匀情况和测量土壤电阻率，使用物探法勘探地质结构可得到电阻率分布图，还需要现场测试钢等金属在当前土壤环境下的腐蚀速率，以便于为接地网导体的材料选择和设计提供准确的依据。

第三，需要合理确定接地网面积，增加接地网面积可有效降低接地电阻，其效果好于增加接地网导体。因此在确定接地网面积时，需要先考虑系统所处的位置情况，将电力系统的相关设施均包括在内，将接地网设计为矩形或方形形状。

第四，接地电阻的确定。《电力设备接地设计技术规程》对电力系统接地网的接地电阻有明确具体的要求，通常≤0.5Ω，如果所处区域土壤电阻率较高，接地电阻要满足规定要求的技术经济性不合理，可允许接地电阻≤5Ω，但需要采取电位隔离、均压等措施来确保接触电位差等满足要求，并测绘电位分布曲线。

第五，合理确定接地导体尺寸。要根据故障电流大小来确定接地导体的具体尺寸，例如主要配电设备的接地导体尺寸应稍大，接地导体长度也应符合一定要求，以确保接触电压在安全容许值内。由于跨步电压一般小于接触电压，因此通常接地导体的长度计算以接触电压为依据，而且转移电势的限制难度较大，故多不以转移电流来进行计算。确定接地导体长度和间距后，便可对接地网进行整体的布置，由于可以认为电流经管道等设施入地，通常接地网导体的长度计算还要考虑深埋管道或是金属材质的基础桩等设施，确保总体的导体长度和尺寸合理。

2.2 接地网设计原则

首先，为尽量降低接地网的接地电阻，可将地基钢筋等金属接地体纳入接地网系统内，保证通流容量在容许值内，接地网导体的分流效果满足设计要求。

其次，为了避免电流过于集中，可基于自然接地物再以人工接地体作辅助补充，形成连续接地导体回环，从而控制接地网区域的高电位。并在回环内沿着设备布置方向设置平行接地导体，缩短设备的接地连接。

第三，埋深通常在0.5m-1.0m，而间距保持在10.0m-15.0m，接地导体一般选择圆镀锌钢材质，需确保水平接地导体搭接可靠，而垂直接地极可设置在主要配电设备处或避雷器附近，尤其是在高电阻率土壤条件下设置长垂直接地极效果很好。接地方式的选择与设计

在接地网的接地方式中，主要包括中性点不接地方式、中性点经消弧线圈接地方式、中性点经低电阻接地方式和中性点直接接地方式等。其中中性点不接地方式的优势在于发生单相接地故障时线电压不变，因此三项设备可维持正常运行，缺点在于可能产生异常过电压，而且在10kV配电网中需要每相对地电容值≤0.04μF方可确保人身直接触及网络不致伤亡，但实际上这一数值是难以实现的，漏电接地保护仅能防护间接接触而无法防护直接接触的安全。中性点经消弧线圈接地方式的运行可靠性在所有接地方式中最高，发生瞬间故障时可自动熄弧，故障点对地电位低，单相接地异常过电压小于2.8倍相电压，且残流过零后故障相电压的幅值和恢复时间得到限制，有效的避免了接地电弧重燃，可在欠补偿、全补偿和过补偿状态下良好运行，不发生串联谐振过电压，并且运行管理简单，是最适合10kV电力系统配电设备接地网选择的一种接地方式。中性点经低电阻接地方式的继电保护简单，系统运行维护也十分简单，而且单相接地异常过电压不大于2.5倍相电压，但综合投资较高，供电可靠性较低，还可能严重干扰通信设备，且故障点对地电位高，容易导致安全事故。中性点直接接地方式投资省，单相接地故障情况下其他相电压升幅最低，但对通信设备的干扰严重，单相接地电流大。

因此，在10kV中压配网中消弧线圈接地形式的使用最为广泛，当单相接地电容电流超过了允许值10A时，所有的中性点接地都可以使用这种方法来解决。但是如果电流超过150A时，电流中的谐波电流分量和有功电流分量可能大于10A，这就使消弧线圈接地不能对那部分电流进行补偿，可使用经低电阻接地运行方式。我们在进行设计的过程中要将消弧线圈的补偿作用充分发挥，将节点电流的数值降到最小，这样就算有残余电流通过，接地电弧也可以自动熄灭.我们通过调节电感参数可以使消弧线圈完成以下运行；在全补偿状态下，电流和系统的电容电流处于对等的关系，这时消弧线圈在接地过程中故障线路的电流等于故障残余电流和电容电流之差，同时电流值不断缩小，使接地保护的灵敏性不断降低，这样就会形成铁磁谐振，需要加装消谐装置。当配电网在运行过程中发生改变，需要及时对消弧线圈进行调整，并且合理补偿将补偿时间缩到最短。

结束语

本文分析论述了10kV电力系统配电设备的接地网设计内容和基本原则，并对接地方式的选择与设计进行详细分析，介绍了不同接地方式的优缺点，认为经消弧线圈接地方式最适用于10kV配电网，且当设备的单项电流小于10A的情况下可采取中性点不接地的方式，电流超过150A时建议使用经低电阻接地运行方式。这些情况说明进行接地网设计时要全面考虑众多因素，对不同接地方式进行选择，以获取最为合理的设计方案。未来我们在接地网设计中，还需要努力向资源节约型、环境友好型的方向努力，建设绿色接地网，以更好的保障安全性、经济性、环保性，满足社会经济发展对电力事业发展的要求。

参考文献

[1]董秀清,杨炳元,金海望,刘洵宇,高科.10kV配电网中性点经消弧线圈接地系统的故障选线方法[A].内蒙古电力技术.2012年04期

[2]贺鹏飞,张嘉星,郭秀娥.包钢电网10kV系统中性点接地方式的思考[J].包钢科技.2009年S2期

浅析我国智能配电网自动化系统 篇6

关键词智能配电网；管理系统；配电网络

中图分类号TM文献标识码A文章编号1673-9671-(2011)081-0105-01

1配电管理功能

地理信息系统（GIS）就是近年来用于配网现代化管理的重要工具之一。它以供电区域的电予地图为背景，显示设备空间位置和相互关系，同时建立它们的属性数据，提供给电力企业的管理者和决策者辅助决策的依据。GIS有良好的开发性和可扩展性，强大的地理数据管理和分析能力为复杂的电网数据管理、分析、规划和维护检修提供了强有力的工具。借助GIS提供的地理背景图形界面，可以生成电气接线图，进行实时电网线损计算，可以克服传统的线损计算不及时、不准确的缺点，能及时准确的反应电网实时线损率，并实时形成豁测曲线，直观地对网损进行考核，对调度人员及时调整优化运行方式有着积极的指导作用。为实现对配电设备的地理位置、属性、关系、运行状态等信息的统计、查询和分析，为管理人员提供数据辅助决策。其功能如下：

①设备图形绘制与管理：绘制电网拓扑图，绘制各种设备元件图并可以将其添加到元件库中，利用元件库中已有的元件符号绘制一次接线图，并能够方便的对其进行修改、更新等操作，保证数据信息的准确、完整和一致性。②设备数据管理：主要对配电网中相关设备的空间数据和属性数据进行添加、编辑、删除等操作，保存用户数据、设备档案数据，对设备信息进行定期更新和备份。③设备统计、查询：用树的形式将地图上所有设备分类显示，可以直接查看每一类设备的详细信息并进行定位。可以自由选择区域，系统将被选区域设备分类统计显示，用户可以进一步查看具体设备信息。④设备信息输出：设备属性信息既可以通过文字、表格形式输出，也可通过图片、视频、三维仿真等多媒体形式打印输出：统计查询的结果可以用报表、统计图形的形式显示输出。⑤辅助决策：主要对用户报装进行分析，提供参考方案以及计算最佳抢修路径；根据线路电压等级等参数自动生成线路走廊范围，分析线路是否安全；比较不同时刻设备状态，根据给定判据，判别设备是否故障。⑥权限及日志管理：设置系统管理权限，将数据访问和操作控制到每一个对象，确保系统的安全；创建系统工作日志，记录用户使用情况。

2线路智能巡检

智能巡检系统是基于GPS、GPRS等先进技术，在移动终端上进行巡检数据的采集录入，系统由巡检终端和后台管理系统组成。系统功能主要包括：巡检管理功能、缺陷管理功能和人员管理功能。

1）巡检管理功能。利用GIS系统的电网图完成线路设备巡视、缺陷标注、缺陷流转、制定线路巡视计划，系统能够实时显示线路巡视情况、查看当前巡视线路的运行状况，以及缺陷具体位置信息等。

2）缺陷管理功能。现场巡检数据采集后传送至后台管理系统，巡检管理人员可以根据缺陷的情况安排决定检修计划，对检修后的缺陷进行消缺处理：也可通过查询发现线路中的缺陷，统计线路的缺陷情况报表。

3）人员管理功能。通过采集的坐标数据，检查巡检人员到位率，可生成巡检轨迹图，具有历史轨迹问放功能和经验导航功能；可实时监控巡检人员的位置，查看人员的工作情况：管理人员和现场巡检人员进行实时交互，根据实际情况发送指令，协同完成巡检工作。

3新时期配电系统综合自动化发展趋势

为实现电力市场环境下配电系统综合自动化，以下新技术将是未来的发展趋势。

1）综合型配电自动化终端。为了在实现配电系统综合自动化的同时，尽可能减少现场终端的数量及降低系统的复杂性，必须研究开发基于高速数据采集及信号处理技术的综合型配电自动化终端。这种新型端终端除了具有通常的功能外，述应具有电能质量量测、实时电价信息发布、故障灵波及部分仪表功能。既要能够与主站通信，也能实现指定终端间的通信。

2）配电线路载波通信技术。通信系统一直是配网自动化的技术难点之一。光纤通信具有容量大、可靠性高、传输速率高的优点，已成为主流通信系统首选。随着其成本的降低，采用光纤通信作为配电系统自动化的主干通信网已得到普遍共识。但是，对低压配电网，由于终端设备数量非常多，大大增加了通信系统建设的复杂性，仍采用光纤通信无论从成本或可行性看均不现实。因此，为实现配电系统综合自动化的实时电价信息发布及远程读表功能，研究具有较高可靠性和通信速率的配电线路载波通信技术，不仅可作为实现上述功能的通信手段，还可以为客户提供其他的综合通信服务，如电力线上网等。

3）用户电力技术。用户电力技术（Customer Power）是FACTS技术地配系统应用的延（DFACTS）。它将电力电子技术、微处理机技术、控制技术等高新技术运用于中、低压配、用电系统，以减少谐波畸变，消除电压波动和闪变、各相电压的不对称和供电的短时中断，从而提高供电可靠性和电能质量的新型综合技术。目前，主要的DFACTS装置有：有源滤波器（APF），动态电压恢复器（DVR）、配电系统用静止无功补偿器（D-sTATx0M）、固态断路器（SSTS）等。用户电力技术独立工作时可满足特殊负荷对供电量的严格要求，与配网自动化技术相结合时，将实现无瞬时停电、实时控制的柔性化配电、满足用户对电能质量更高层次的要求。

4）智能分布式FA。根据我国电力工业体制改革方案，”十五”以后逐步实行输配电分开，在售电环节引入竞争机制。配电环节的开放，分散发电装置将得以广泛使用，可以在合适的地点提供合适的能源解决方案，从而降低线路损耗，提高能量转换效率。零售市场环境下配电自动化解决方案的主要困难在于：分散发电装置布置及投运的不确定性，使得配电网络运行方式经常变动，从而传统保护整定值与集中处理的FA解决方案很难适应变化。建立基于多智能系统

（MAS-multi-agent system）的分布智能FA體系将是一个较好的解决方案。在该体系中，将要研究建立智能体（agent）与区域协调器的协调机制。为了考虑全网的运行方式以及拓扑结构的变化影响，需用要研究在配单自动化主站建立协调服务器，通过定义智能体之间的通信与规范，构成完整的智能分布式FA实现方式。

5）配系统自动化高级应用新算法。在电力市场环境下，为使配电系统自动化的效益最大化、必须实现基高级应用功能如配电网终重构、自动无细电压控制等。如何结合电力市场的特点诸如实时电价、差异性客户服务等，研究实用化的网络重构、自动无功电压控制的新算法将是今后配网自动化研究的重要内容。

4结束语

随着计算机技术的速猛发展，利用信息化手段对配网管理条件已具备，配网信息化低压智能管理系统的实际应用就是一个较好的例子。智能配网管理系统实现可以提高对配网的驾驭能力，是提高优质服务的重要手段，是践行南网方略的具体表现，实现智能配网管理系统意义十分重大。

参考文献

[1]扬群,李伟,闾国年.基于GIS构建配电网拓扑关系的方法[J].电力系统自动化,2003,18.

[2]杨洪东,王倩.嵌入式以太网的智能配网综合保护/测控装置设计[J].中国测试技术,2004,3.

[3]刘键,等.配电自动化系统[M].中国水利水电出版社,1999.

配电网地理信息系统 篇7

1 地理信息系统的配电网空间负荷预测理论

在一般情况下, 空间负荷预测会将供电区域分为多个小型区域, 然后再预测每个小型区域的负荷。在短时间空间负荷预测中, 小区划分可以根据设备型号决定;在长时间空间负荷预测中, 设备的供电范围不能立刻确定, 要先将供电区域分成多个面积、形状相同的小区域, 再做决定。

2 地理信息系统的配电网空间负荷预测方法

2.1 总量负荷预测

总量负荷预测的具体步骤, 如下: (1) 确定供电面积; (2) 了解当地的周边情况; (3) 确定预测区域; (4) 搜集负荷历史数据、经济人口数据、用电设备总量、确定典型负荷曲线; (5) 将地图、规划图矢量化; (6) 进行总量负荷预测。

2.2 用地分类和小区划分

在地理信息系统的配电网空间负荷预测中, 会根据用电情况和用地情况对电力用户进行划分, 一般情况下, 会将电力用户分为4至20类。

最为常见的用地类型分类如下:用地类型分为四大类, 分别是工业、商业、居民和市政;工业类分为三小类, 分别是大中小型工业、仓储业和市政设施;商业类分为五小类, 分别是零售业、娱乐业、写字楼、宾馆和高层建筑;居民类分为两小类, 分别是住宅楼和别墅;市政类分为四小类, 分别是市政办公、研究机构、中小学和大学。

地理信息系统的配电网空间负荷预测的另一项准备工作是划分小区, 小区的划分要根据实际用地面积确定。

2.3 终端用电预测

在配电网的规划和研究中, 终端用电预测属于基本工作范畴, 之所以进行终端用电预测, 是为了预测用户的用电特点以及负荷曲线的具体改变情况。负荷变化的缘由具体如下:单位用户的负荷是随着用户的增加而增加, 单位用户的负荷随着用户的减少而减少。

在地理信息系统的配电网空间负荷预测中, 得出终端用电预测结果的过程如下:先将负荷总量预测转化成总量土地预测, 再将用地决策结果转成负荷。终端用电预测在地理信息系统的配电网空间负荷预测中发挥着举足轻重的作用, 它是控制负荷的有效方法之一。

2.4 土地分配预测

土地分配预测就是要确定在以后的几年中, 各个用地类型的土地增长量。空间负荷预测属于负荷分配过程, 在分配的过程中, 相关工作人员一定要注意两个方面, 第一个方面, 小区负荷之和与总量负荷预测结果要相同;第二个方面, 确定各类负荷比。当今社会强调协同合作, 各个行业、各个组织之间都需要互相协调、互相支持, 内在地的比例关系要稳定。土地分配预测要利用这个比例关系, 这样, 才能根据总量预测结果得出各用地类型在未来几年的土地增长量。这个比例关系可以从以下两种方式得出, 第一种方式是根据统计数据推导出比例关系;第二种方式是使用当前的比例关系。

2.5 确定小区空间属性

小区空间属性有三大类, 分别是自身属性、距离因素和环境因素;自身属性包含坡地、限制地、市政管理;距离因素属性, 指离高速公路、公路、地铁、学校、大工厂、市中心、区中心、工业中心、商业中心的最近距离;环境因素属性, 指0.5千米内居民区面积、1.5千米内居民区面积、1.5千米内商业面积。

2.6 居民用地要求模糊知识库

在平时的生活中, 我们总是能听到类似房子离市中心远不远这类问题, 这种表述并不是很精确, 较为模糊。有一种方法能够将这些语言以一种量化的表达方式表述出来, 并可以利用计算机处理, 这个方法就是利用模糊规则知识库和推理技术。

居民类用地要求知识库评价指标有6项内容, 分别是离市中心距离、离区中心距离、离公路距离、离学校距离、小区内居民面积、小区内商业面积。离市中心距离所占权重为0.9, 模糊规则为VH-SP;H-MP;N-NT;L-MA;VL-SA。离区中心距离所占权重为0.8, 模糊规则为VH-SP;H-MP;N-NT;L-MA;VL-SA。离公路距离所占权重为0.8, 模糊规则为VH-SA;H-SP;N-MP;L-MA;VL-SA。离学校距离所占权重为0.8, 模糊规则为VH-SP;H-MP;N-NT;L-MA;VL-SA。小区内居民面积所占权重为0.7, 模糊规则为VH-SA;H-MA;N-SP;L-MP;VL-SA。小区内商业面积所占权重为0.7, 模糊规则为VH-SP;H-MP;N-NT;L-MA;VL-SA。

五个标准模糊集VH、H、N、L、VL的含义分别是很高、较高、一般、较低、很低。SP、MP、NT、MA、SA表示的是小区能够发展各用地类型的程度。VH-SP表示如果VH, 则SP。

2.7 小区模糊评分

假设小区属性对指标i的评分为Ai, 指标i权重为Bi, 最终的多目标评估结果=min[max{1-Bi, Ai}], 其中, Bi是使作用较小的指标不去影响评估结果。

2.8 用地决策

将小区评分填入表1的Rxj, 将每个小区的发展面积和用地分类预测结果填入表1。

2.9 土地转化

将土地转化成负荷的具体方法:将二十四小时负荷曲线叠加。

2.1 0 预测结论

根据上述的工作内容绘制负荷分布图, 推测出负荷密度和负荷增长比例关系, 得出最终的预测结论。

3 结语

本研究概述了地理信息系统的配电网空间负荷预测理论以及方法, 经研究, 地理信息系统的配电网空间负荷预测方法可以有效的预测负荷增长的空间和时间, 相关工作人员了解了这些内容, 便可以开始规划变电站的人力、物力、资金方面的投入以及变电站未来的发展。总而言之, 地理信息系统的配电网空间负荷预测方法是一种高效、实用性较高的规划配电网的方法。

摘要：配电网的基础是空间负荷预测, 只有明确配电网各个区域的负荷, 才能确定变电站的位置, 体积, 馈线的规格, 线路的走向, 开关的规格、设备的规格, 等等。本研究就将针对“地理信息系统的配电网空间负荷预测方法研究”这一主题进行阐述, 使广大民众对这方面的内容有一个更加深入的了解。

关键词：地理信息系统,配电网,空间负荷预测方法

参考文献

[1]王天华, 王平洋, 范明天.遗传算法、模糊逻辑和运输模型在配电网空间负荷预测中的应用[J].电网技术, 2010, 23 (1) :12-13.

[2]王广生.模糊控制与神经网络及遗传算法的协作在电力系统中的应用, 第二章:模糊控制[J].北京:电力部电力科学研究, 2010.

配电网地理信息系统 篇8

智能电网包括智能输电网和智能配电网两部分,目前对于智能电网研究和实践大部分都集中在配电网。在我国,配电网的发展明显滞后于发电、输电,自动化、智能化程度以及自愈和优化运行能力远低于输电网。配电系统中线路保护主要采用电流保护方式,其中的速断保护作为线路主保护,瞬时动作切除故障,过流保护作为线路的后备保护,延时动作,采用重合闸装置以快速恢复瞬时性故障,提高供电可靠性。这种保护配置在线路较长和保护级数较多时影响设备寿命和恢复供电时间,各级间难以整定配合,难以保证末端故障时保护的灵敏度,缺乏获取全局信息的技术手段,只能依靠局部信息进行事故判别。

智能配电网的一个根本特征是支持分布式电源的大量接入。配电网中分布式发电(DG)的接入对其保护产生根本性影响,使得配电网的结构、潮流方向发生显著变化,传统的阶段式电流保护将不再有效。由多个DG加上储能系统组成的微网概念的提出为解决这些问题提供了新的思路,使得DG对继电保护、短路电流的影响也转移为微网对电网的影响[1,2,3,4,5,6,7,8,9,10]。

随着配电网数字化,网络化与智能化程度的提高,以及微网和分布式发电概念的引入,国内外学者针对智能配电网保护问题提出了诸多方法。针对配电网保护;文献[11]将信息融合技术应用于故障选线,综合各种故障选线方法,提出了基于馈线保护额故障线路模糊识别技术及基于配电自动化的故障线段聚类识别技术;文献[12]提出利用故障终端装置监测到的暂态零模电流相似性来定位小电流接地故障;文献[13]提出在未来智能电网中使继电保护具有可重构功能的建议,并分析了继保系统在线重构的需求和重构策略;文献[14]介绍了一种以多功能保护控制器为核心的数字化集成保护与控制系统,可利用冗余的广域信息提高保护与控制的性能。关于微网;文献[15]中提出一种在多分布式电源系统内,利用特定变换后的电压值通过通信信道进行对比找出故障的方案;文献[16]提出在智能配电网环境下利用智能电网中先进的传感器和开关设备,通过多段时间配合与继电器间的通信来切除故障DG,该方案可对高阻抗故障做出比较灵敏的反应;文献[17]提出了直流微网中保护的原理并设计了相应的保护系统。

这些新的保护方案都强调对局部电网的全局保护信息进行深层次的融合与判断,而目前的配网保护系统尚不能满足这一要求。

1 信息融合物理系统

从上述对配电网继电保护系统发展现状的分析不难看出,对电力配电网络来讲,数字化、网络化和智能化程度不断提高是其发展的必然趋势,引入新的计算、通信、和传感技术,并实现信息系统和继电保护系统的更紧密、更深层次的融合与协作,是构建满足智能配电网对继保系统要求的关键。信息物理融合系统(Cyber-Physical System,CPS)为解决这些问题提供了新的途径。CPS是涉及信息系统和物理系统交互与融合的一个新的研究领域。根据美国国家科学基金会NSF的定义,CPS是将计算机(网络)与物理资源紧密而有机的结合所构成的系统,通过这种结合可以给系统带来新的特性或显著的性能提升,这些特性和提升都是难以通过其他途径获得的。更具体地讲,CPS即可以是集成了计算系统、大规模通信网络、大规模传感器网络、控制系统和物理系统的新型大规模互联系统,比如一个国家的电网;也可以是小型的嵌入式装置或者系统,比如心律调节器[18]。CPS应具有对互联物理系统进行实时监视、仿真、分析和控制的功能,其发展的最终目标是使未来的物理系统具有目前尚不具备的灵活性、自治性、高效率、高可靠性和高安全性。CPS研究的长期发展目标是成为一切大规模工业系统的基础,而各个行业系统均将成为统一的CPS的子系统。CPS与物联网概念有相似之处,两者都强调物理实体的互联。建立物联网目的在于感知物理世界,而CPS则在感知的基础上更进一步,实现对物理世界的最优控制[19]。物理世界中,一个系统的核心属性是它随时间变化的动态过程,而在计算机网络中,这个过程变成了一连串没有时间含义的状态变化。CPS的研究核心既是物理过程,软件和网络的共同的动态过程。为了描述这个过程,一个统一的时间概念是必不可少的。在绝大多数物理系统的模型中,时间概念或用连续的实数表示活用离散的整数表示,文献[20]指出使用超密度时间来描述CPS中的时间概念。在一些较小规模或专用的嵌入式系统中,网络与软件计算的延时尚不对应用造成工程上不可接受的影响,便略去了时间的概念,这类嵌入式系统也也认为是初级的CPS系统[21]。

基于上述背景,本文提出在现有的智能配电网概念基础上,构造一种新型的智能配电网信息物理融合保护系统(Cyber-Physical Distribution Network Relaying Protection System,CPDNRPS),作为下一代配电网保护系统的基本架构。

2 智能配电网继电保护CPS的构建

在配电网保护系统中,越来越多的设备采用嵌入式系统结构。这在一定的程度上已经做到了计算和物理世界的融合,即具备了CPS的初步特征。但是,这些系统往往是独立的,基本不与其他装置交换信息,或专门通过SCADA系统完成信息的互通。这类装置的一般结构如图1(a)所示。这样的结构难以满足CPDNRPS对于实时信息交换的要求,更不能发挥其优势。

本文提出的CPDNRPS如图1(b)所示,每个智能保护装置由三部分组成,即电子式电流/电压传感器(EC/VT);网络保护单元(Cyber Protection Unit,CPU);智能开关设备(Intelligent Switching Device,ISD)。下面将分别对这三个概念详细介绍。

1)电子式电流/电压互感器(EC/VT)

传统互感器磁饱和特性给一些新保护原理的应用带来限制。新兴的电子式互感器的精度可达0.2%,并且动态特性和线性度都远远优于传统电磁式互感器,近年来得到了广泛应用。在CPDNRPS中,这类传感器的一般结构如图2所示,A/D传感器、微处理器和网络单元都整合在EC/VT中,这样的结构便于对采集的电气量信息进行必要的初步处理、调节和补偿,以降低网络传输负担以及改善精度,其结果通过网络连接发送至本地的或非本地的网络保护单元上。

2)网络保护单元(Cyber Protection Unit,CPU)

网络保护单元的功能结构如图3所示。其作用是给装设位置的开关设备(即本地位置)提供继电保护功能和人机界面,另外该装置更多情况下还将通过网络交互信息来与其他的网络保护单元协作完成功能,这也是为什么该装置称为“网络保护单元”的原因。在CPU中,还具备处理ECT送来的信息的功能,以适应不同算法的需要。与ECT中的处理功能相比,CPU将提供更复杂数据处理算法

3)智能开关设备(Intelligent Switching Device,ISD)

智能开关设备的功能结构如图4所示。在传统的配电网络中,开关设备仅具有基础的通断功能,其操作状态不能全面获取。而在CPDNRPS中,开关设备必须具有丰富的检测和监视功能,并可将采集到的信息通过网络与CPDNRPS其他设备分享。

4)网络继电保护装置(CPRD)

网络继电保护装置的组成结构如图1(b)中所示。与传统的继电保护装置相比,CPDNRPS中的网络继保装置(Cyber-Physical Relaying Device,CPRD)及其组成单元在结构上有着革命性的变化,同时由于实时通信网络的引入,使得整个CPDNRPS作为一个整体存在,它具有更灵活的结构和更高的可靠性,也为更复杂算法的实现奠定了基础。

3 智能配电网继电保护CPS的结构与功能

智能配电网继保CPS(CPDNRPS)的一般结构如图5所示。一个CPDNRPS由若干网络继保装置(CPRD),工作站和时钟服务器连接在实时通信网络上构成,且可与其他CPDNRPS相连。在每个网络继保设备内,电子式传感器、网络保护电源和智能开关也是通过设备内实时通信网络相连的,同时,为了实现保护功能可重构的特性,这些设备也与设备间实时通信网络相连。

在CPDNRPS中,各个CRPD通过实时性强、具备完善的通信协议并具有与其他网络连接的能力的通信网络相连,实时的监视配电网的运行状态相关信息。目前,配电网中的供配电设备已经具备了计算与通信的能力。对于其继电保护功能来说,几乎所有的数据分析和动作决策的做出都要依赖于控制核心计算的能力,而其通信的功能却被放到一个次要的位置上,一般用来接收控制信号或发送本地的监控信息。而在CPDNRPS中,通信被放到与计算同等甚至更高的高度上。出于避免与其他的数字化设备相互之间不能做到信息的兼容与共享,本系统的通信体系将基于IEC61850标准,这使得系统中的通信既能够满足实时性的要求,又能摆脱对具体的底层通信协议的依赖。在基于IEC61850的数字化变电站中,二次信号的传输是基于光纤以太网实现的。

CRPD中的各功能单元在结构上和功能上要有独立性以及快速可重新配置的能力,物理位置或网络位置相近的同类功能单元可共享,互为后备;故障的保护装置可通过重建恢复功能,重建得到的保护装置的功能和可靠性必须满足指标要求。在CPDNRPS中,所有设备和功能的信息都是可获得的,根据这些信息,完全可以对冗余结构的重新配置来修复不正常的保护功能,最大程度的保证系统的可靠性和鲁棒性。

各CRPD可独立或/及协同工作,迅速地确定并切除故障;其性能不受配电网规模与结构的影响;并且兼容现有的保护系统的功能,在最差情况下具备不低于现有保护系统的性能。配电网全局数据的获取将使CPDNRPS可以应用基于全局数据的新保护原理,更快速准确地处理多段式过流保护和单相接地这类的故障。当然,过分依赖于网络通信将使得整个系统变得脆弱而不可靠。成熟的和新近出现的基于本地和单端电气量信息的保护原理也要引入进来,当CRPD因故障与网络断开时,它将使用基于本地数据的原理运行保护功能,以最大程度的保证系统功能的可用性和可靠性。

4 智能配电网继电保护CPS的应用

得益于实时通信网络和便于信息交互的结构,与传统的继电保护装置和系统相比,CPDNRPS中保护功能的实现方式将有显著的不同。下面将通过几个例子来简要的说明。

4.1 三段式过流保护在CPDNRPS中的改进与实现

在CPDNRPS中,整个配电网信息的共享和灵活的结构与信息交互方式是其最大的优势。必须对传统的保护原理做适当的改进,才能充分发挥CPDNRPS的优势。以三段式过流保护为例,传统的实现方式是依靠电流整定值和开关动作延时配合实现的,但对供电距离较短的电网而言,每段线路的短路电流差别很小。如图6(a)所示,SC1处发生短路时,保护1,2,3都测到故障电流,而且几乎同样大小,依靠电流整定值难以准确区分故障线路段,导致经常出现越级跳闸。微网和DG的引入,使得配电网结构及其短路电流的方向和大小都发生改变,传统方法对此情况下的短路故障已经无能为力。

对CPDNRPS来说,全网电流及电网的拓扑结构都是可知的,保护1,2,3几乎同时测到故障电流,根据电网的拓扑结构和ECT的装设位置即可知故障点位于第3段线路,跳开该段的ISD即可切除故障。如图6(b)所示,只有保护1和2检测到故障电流,那么可以确定故障出现在第2段线路。对采用单电源放射型结构,如图6(c)所示,对于接入微网和DG的电网,根据电流值与电网的拓扑结构即可准确地确定故障的线路段。这种方法取消了各级间的延时和不同的整定电流值,利用CPDNRPS的优势实现了更快更准确的保护功能。

4.2 数据和保护功能的分布式处理与实现

信息的共享是CPDNRPS的一个重要特征,但若将EC/VT采集到的数据直接送上网络进行传输,势必给网络带来很大的负担。网络传输负担超过一定程度将不能保证传输的实时性,这对于CPDNRPS来说是不可接受的。解决的方法即是不在网络上传输原始数据,而是将这些数据利用CPRD中的EC/VT与CPU的计算力预处理为保护功能需要的信息后再行传输。以配电网单相接地故障为例,如图7所示,故障出现在线路21上。基于零序有功功率法的单相接地选线算法[22]的判据

其中:U0i为2号母线处零序电压基波分量,i=2;I0 j为出线21,22,23的零序电流基波分量,j=21,22,23;ϕj为I0j与U0i间的相角,P0 j为零序基波分量的有功功率,j=21,22,23。从该保护执行的过程来看,控制器中所需要执行的计算可分为如图8所示的三个步骤九个任务。传统的保护装置只能按照图8(a)所示的方式顺序执行。但在CPDNRS中,可根据一定的规则(比如最少网络负载)将这些任务分别放置在不同CPU上完成(即如图8(b)所示的执行方式)。当然,其他保护功能也可以用类似的方式拆分为多个可并行处理的小任务,任务之间传输的数据是相量值或者任务的运算结果。显然传输这些信息所需的带宽远远低于传输原始数据的带宽需求,同时,得益于一定程度的并行运算特性,使得CPDNRPS与传统微机保护装置更适于应用复杂的保护原理,随着越来越多复杂的、需要大量计算支持的保护算法的应用,这点优势,会逐步的凸显出来。

5 结论

为了解决配电网继电保护系统中现存的问题,提升保护系统的速动性,选择性,灵敏性和可靠性,本文提出了由嵌入式计算设备,实时通信网络、电子式互感器以及智能开关设备组成的智能配电网继电保护CPS。该系统应具有现有继电保护系统的所有功能,在此基础上CPDNRPS也应具有CPS的特性,尤其是可与其他CPS系统实现信息交互与协作。本文讨论了CPDNRPS的基本概念,结构,应具有的功能和关键技术。CPS是一个新兴的研究领域,尚有大量的理论与技术难题需要解决,CPDNRPS也同样面临这些难题;此外,可更有效地利用全局数据的保护原理和方法也是将来工作的重点。

摘要：为了实现智能配电网中继电保护系统信息在更深层次上的融合,引入信息物理融合系统(Cyber-Physical System,CPS)的概念,借助其计算机网络与物理系统紧密结合特点,提出了由嵌入式计算设备,实时通信网络、电子式互感器以及智能开关设备组成的智能配电网信息物理融合保护系统。阐述了系统各个组成部分的功能及结构,给出该系统的基本结构并讨论了其功能与关键技术。探讨了智能配电网信息物理融合保护系统中与传统继电保护系统中过流与选线保护执行方式的区别及其优势所在。

配电网地理信息系统 篇9

关键词：配电网,电力系统,技术研究,运行维护

传统的配电网评估主要包括安全性、可靠性、供电质量等单项评估, 关注的焦点主要是配电网的可靠性, 并且各个单项评估难以形成一个系统、综合的评估结果以反映配电网运行状况。

1 传统技术的局限

传统的配电网评估主要包括安全性、可靠性、供电质量等单项评估, 关注的焦点主要是配电网的可靠性, 并且各个单项评估难以形成一个系统、综合的评估结果以反映配电网运行状况。

2 基于地理信息系统的配电网运行评估的系统架构

2.1 功能总体结构

图1为系统功能总体结构图。

系统总体功能按业务类型划分为以下的功能模块:分别为供电可靠性分区功能、供电区等级分区功能、配电网运行估计指标体系、电网运行评估功能、电网薄弱环节功能、设备缺陷分析功能。

2.2 技术架构图

系统的技术架构图如图2。

本系统的技术架构横向分为四个层次。

第一层为数据层, 提供Oracle数据存储功能和OGC服务等底层数据服务;

第二层为服务层, GIS基本操作, 数据处理中间件, 数据抽取等服务;

第三层为应用层, 提供供电可靠性分区功能、供电区等级分区功能、配电网运行估计指标体系、电网运行评估功能、电网薄弱环节功能、设备缺陷分析功能;

第四层是交互界面层, 用户通过B/S浏览器实现数据的查询统计分析和延布图绘制功能。

2.3 部署架构

系统部署结构图如图3所示。

本系统基于现有的服务器进行部署, 需要部署地理空间数据库和WEB GIS服务器。

3 基于地理信息系统的配电网运行评估技术的实现方案

根据供电可靠性对供电区域进行划分, 在配电网地理信息系统的基础上对网架状况、设备状况、故障缺陷信息等进行分析, 对配电网的运行情况提供直观的展示, 为配电网改造提供技术支撑。同时通过配电网高级分析应用技术对电网运行状况进行及时评估, 找出风险点及薄弱点, 及时运行消除隐患。提升配电网电网运行管理水平, 提升电网供电可靠性和供电质量, 为客户提供优质、可靠的电能源支持。

3.1 供电可靠性配电网分区研究

根据供电可靠率、用户平均停电时间、用户平均停电次数、系统停电等效小时数等指标, 基于地理信息系统计算各个区域的供电可靠性指标值, 结合地理信息系统平台的图形渲染功能, 将配电网供电可靠性的技术结果在地图展示, 以不同的颜色表示不同的分区。再根据各区域经济发展水平、功能定位及负荷增长不同的趋势, 对供电范围进行区域划分。

3.2 配电网结构评估指标体系研究

按照目标层分类, 按是否随时间t变化分为静态指标和动态指标两大类, 它们基本能够比较全面地反映当前区域内配电网的供电能力状况。静态评估是通过宏观统计, 生成配电网的汇总表, 并在此基础上运用静态评估指标体系, 得到各综合指标和分指标的评分, 得到一个配电网的全局评价, 静态指标包括变电站主变台数、容量, 平均负载率, 线路电缆化率、架空线路绝缘化率、线路联络率等。

动态评估指标以线路为基础, 分别计算每条线路的潮流和可靠性, 采用指标包括线路负载率、线损率、电压合格率、N-1合格率、供电半径、线路负载是否过高、小截面主干线路、油式开关率等指标。采用的主要算法是:潮流计算、可靠性计算和N-1校验。动态指标综合反映了电网的运行情况, 具体分析每条线的实际运行情况, 以便查找问题、分析薄弱环节。

指标体系的建立还包括建立配电网评估指标的参考值界定, 此参考值用于对各个实际计算得到的指标进行判断, 以辨别所得实际指标是否合格。

3.3 基于配电网地理信息系统的配电网评估体系功能研究

根据上述评估指标体系, 基于配电网地理信息系统对上述的各个静态、动态指标进行计算。配电网地理信息系统内已经具备了大量的基础信息, 可以对上述指标计算形成良好的数据支撑。

通过对上述的各个指标进行运行, 参考评估指标体系评定参考值, 功能界面上以列表的形式对各个指标计算结果进行汇总展示。对于不合格的指标以不同的颜色做标识, 同时结合配电网地理信息系统的图形渲染, 在地图上对存在不合格指标的线路、设备等进行高亮显示, 便于寻找问题、分析薄弱环节, 以指导配电网改造。

3.4 基于地理信息系统的业务分析在配电网维护、改造中的应用研究

配电网故障、缺陷的发生一般具有时间和地理空间上的关联性, 如鸟害一般发生在人烟稀少或周围树木较少的地区;雷击一般发生在高山或空旷平地, 周边高大建筑物较少的地方。过去对雷击多发区、鸟害多发区的判断往往要靠人的记忆和判断, 对个人的工作能力和经验要求较高。

在地理信息系统系统和基于地理信息系统的配电网生产管理系统投运后, 所有的故障、缺陷记录均进入配电网工作管理系统, 且每个故障、缺陷都严格定位到每一个配电网地理信息系统系统中存在的运行设备, 这样, 就实现了发生故障、缺陷的电气设备与地理空间的关联, 进一步提升了运行数据的利用价值。

在配电网生产管理系统中, 每一条故障记录的故障设备、故障原因、故障发生和处理时间等都进行详细的记录, 故障设备均精确到一个或多个设备单元, 如杆塔、电缆、配变、柱上开关、开关柜、隔离刀闸、跌落式熔断器、中间接头、电缆分支箱、电容器、高压电机、避雷器等, 确保了落实到点, 原因明确。有了这些详实的运行数据, 每一个故障的点与地理信息系统结合起来, 反映出某个时间范围内, 某一类故障在哪个地理区块发生的次数多, 以便于开展故障的空间分析。

4 系统应用功能展示

基于地理信息系统的沿布图 (图4) 可直观对配电网设备进行空间分析。

评估指标界面展示 (图5) 。

功能界面以列表的形式对各个指标计算结果进行汇总展示, 不合格的指标以不同的颜色做标识, 同时结合配网GIS系统的图形渲染, 在地图上对存在不合格指标的线路、设备等进行高亮显示, 便于寻找问题、分析薄弱环节, 以指导配网改造。

电网薄弱环节统计分析展示 (图6) 。

在配电网运行评估中, 对于单项指标不为满分的情况, 即认为是电网薄弱环节问题, 该功能实现对电网运行评估功能中计算出来的电网薄弱环节问题进行过滤分析和展现, 并可对配电网薄弱环节中的问题设备进行定位, 便于用户直观了解评估结果, 针对问题进行影响因素分析。

5 结束语

方法通过对配网运行水平和供电能力的评估, 最终将得到不同层次评估内容的评估分值。评估结束后, 根据评估结果, 分析评估区域配网运行水平和供电能力存在的不足, 并在今后的配电网规划设计、建设, 运行、技术改造等工作中逐步完善, 实现闭环动态管理、滚动提高。

配电网地理信息系统 篇10

随着经济的发展、社会的进步、科技和信息化水平的不断提高以及全球资源和环境问题的日益突出,电网发展面临着新的课题和挑战。2009年我国开始大力开展智能电网建设,由于配电网直接与用户相连,实现配电网智能化是实现整个坚强智能电网的关键环节和重要组成部分。根据坚强智能电网总体发展目标,智能配电网必须实现能量流、信息流、业务流的双向运作与高度整合,功能上具有集成、互动、自愈、兼容、优化五大特征,而信息集成则是实现其他4个特征的基础[1,2]。

配电管理系统(Distribution Management System,DMS)是利用电子、计算机以及自动化技术对配电设备、用户电气设备进行监控及管理,以提高配电网的管理水平,其功能包括集中监控、故障诊断、快速恢复供电、提高服务质量等[3]。由于配电网设备较多、信息模型复杂、信息量庞大,且这些信息都分散在各个子系统中,为了实现对整个配电系统的监视和控制,DMS需要从各个系统中获取实时和非实时信息,经过分析与处理从而保证电网安全可靠运行[4]。因此,如何实现配电网管理系统与其他电网系统之间的信息交互是亟待解决的问题。

本文根据石家庄市智能电网配电自动化试点工程的建设,研究了配电自动化管理系统获取多源信息的背景、实现的途径以及运用的技术,并对下一步工作进行了展望。

1 配电网管理系统的背景

通过对石家庄市配电自动化系统进行调研和分析,发现该市配电自动化系统存在如下具体问题:(1)配电网缺乏必要的运行状态信息采集手段,对配电设备基本处于“盲调”状态;(2)调度自动化系统与其他应用系统之间没有信息交互,无法实现设备信息的共享;(3)配电相关信息分别存放在不同的系统中,存在一定程度的信息孤岛,如变电站出线接线形式和运行状态分别存储在SCADA系统和EMS系统中,变压器运行信息在电能量信息采集系统中,用户设备信息在营销业务系统中,无法对所有配网信息进行集中展示和管理。

为了使配电管理系统可以获取配电网运行实时数据、准实时数据、历史数据、配网分析结果等各项信息,必须在各系统之间进行统一规范的数据交换,因此,石家庄市在本次项目建设中,采用遵循IEC 61970/61968国际标准的配电信息交互总线以实现相关应用系统之间的集成与整合。信息交互总线能够支持多系统间的业务流转和功能集成,完成各个应用子系统之间的信息共享,最终实现整个配电应用管理系统一体化和信息交互的一致性。各系统之间的集成架构如图1所示。

2 信息交互总线

2.1 建设理念与技术路线

信息交互总线(Information Exchange Bus,IEB)基于IEC 61968/61970的国际标准,并采用面向服务架构(Service Oriented Architecture,SOA)的设计,支持各种粒度的服务注册、发布、管理和接入。

IEC 61970系列标准主要包括公共信息模型(Common Information Model,CIM)和组件接口规范(Component Interface Specification,CIS)2方面内容。其目的和意义在于:便于来自不同厂家的能量管理系统(Energy Management System,EMS)内部各种应用的集成;便于EMS系统与调度中心内部其他系统的互联;便于不同调度中心EMS系统之间的模型交换。但是,IEC 61970是针对能量管理系统系统内部应用模块的集成和接口,而IEC 61968系列标准是IEC 61970在配网与管理信息系统领域的扩展,是针对DMS与电力企业内其他应用系统间的集成和接口。IEB严格满足消息传输机制,遵循IEC 61968的标准架构和接口方式。

SOA的核心概念是重用和互操作,它将企业的IT资源整合成可操作的、基于标准的服务,使其能被重新组合和应用[5]。在SOA的架构下,CIS接口将封装成为SOA服务,这些服务的内容符合IEC标准,服务的形式符合SOA架构,配网各系统的所有功能都能被精确定义为可调用的、独立的服务,通过有序编排构建业务流程,可以高效、灵活地实现配网的调度、运行、监控、报警、故障管理、设备检修等[6,7]。

2.2 体系架构

IEB从体系结构和实现机制上实现了多个安全区系统间的互连互通,以SOA作为项目的整体结构体系,基于IEC 61968/61970的国际标准,尤其是把对这些标准的支持实现在IEB的核心组件中,以服务为基本单元对配电相关系统的各种应用进行封装,建立网络计算中服务提供者与消费者之间的服务协同软件平台,提供在数据、流程和应用等不同服务粒度层次上的业务集成与信息整合,使系统达到真正意义上的信息共享与服务集成。

根据电力系统安全分区要求,IEB采用了总线加总线网关的结构,由安全I/II区信息交互总线、安全III/IV区信息交互总线网关、总线间防火墙和方向安全隔离3部分组成。安全I/II区总线和安全III/IV区总线网关分别构建,结构基本相同,并通过专用服务代理组件完成跨区信息交互。该结构预留与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、配电自动化系统、电网PMS/GIS系统、营销相关应用系统(95598系统、营销管理系统、用电信息采集系统、营销负荷控制系统)之间的跨区信息交互与业务整合。2条总线之间建设总线间防火墙和方向安全隔离,实现总线的跨区信息交互,安全I/II区向安全III/IV区进行信息传输,限制较少,速度较快;反之,交互信息需要经过严格的审查,并且控制传输速度。在建立信息交互总线的同时,将数据保存到历史数据服务器。信息交互总线的结构如图2所示。

3 配电网自动化管理获取多源信息的实现

配电网自动化管理系统采用国电南瑞科技股份有限公司研制的OPEN-3200,它采用了分布式对象计算技术、商用数据库技术、数据库中间件和通信中间件技术、面向对象技术及基于Internet/Intranet的Web技术、Java技术、XML技术、网络安全技术等先进技术,这些新技术的运用使系统具有更高的性能、更多的功能、更大的应用范围以及更好的实用性。

3.1 获取客服系统信息

客服系统经IEB定时推送客户故障报修信息至配电网自动化管理系统显示界面实时更新,在首页点击“故障报修”,就会显示出详细的故障报修信息(见图3)。

3.2 获取生产管理系统信息

PMS计划检修信息经IEB定时推送至配电网自动化管理系统,其显示界面实时更新。点击首页的“计划检修”,则会显示出详细的计划检修信息(见图4)。

3.3 获取主网信息

主网经IEB推送图模数据给主站,有3种推送模式可供选择:手动、定时、异动。

点击首页的“厂站图”,选择所要的厂站,例如方北站(见图5)。

4 结语

石家庄供电公司通过搭建信息交互总线,利用先进的计算机技术,实现了配电网自动化管理系统获取多源数据,包括从从生产管理系统获取计划检修信息、停电计划信息等,从上一级调度自动化系统获取高压配电网(包括10 k V出线、110 k V)的网络拓扑、变电站图形、相关设备参数、实时数据和历史数据等信息,从电能量与营销业务系统获取低压配电网(380 V/220 V)的相关设备参数和低压公变和专变用户的运行数据、营销数据、用户信息、用户故障信息等,从95598系统获取用户呼叫信息、故障信息和特殊情况信息,从GIS系统获取10 k V配网的设备信息、地理拓扑信息及用户地理信息等。

参考文献

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[2]顾建炜,周志芳.基于IEC61968标准智能电网信息集成的应用研究[J].供用电,2010,27(5):19-22,34.GU Jian-wei,ZHOU Zhi-fang.Application Research on Information Integration Basedon IEC61968Standard in Smart Grid[J].Power Supply,2010,27(5):19-22,34.

[3]周昭茂,邵源.配电综合自动化系统探讨[J].电力自动化设备,1997(4):7-10.ZHOU Zhao-mao,SHAO Yuan.Discussion of Distribution Automation System[J].Electric Power Automation Equipment,1997(4):7-10.

[4]顾建炜,苏毅方,周浩,等.DMS系统互联公共通信平台的设计与实现[J].继电器,2008,36(3):45-47,67.GU Jian-wei,SU Yi-fang,ZHOU Hao,et al.Construction and design of distributionmanagement system common communication platform[J].Relay,2008,36(3):45-47,67.

[5]邓子云.SOA实践者说:分布式环境下的系统集成[M].北京:电子工业出版社,2010.

[6]陈琰,李灿.SOA在电力信息化集成中的应用前景分析[J].华东电力,2008,36(6):108-110.CHEN Yan,LI Can.Application prospects of SOA to power information integration[J].East China Electric Power,2008,36(6):108-110.