广东电网配电自动化系统技术规范.docx
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广东电网配电自动化系统技术规范
QBICS：
27.1000
CCS：
F21
广东电网公司企业标准
Q/GD0011137.01-2008
广东电网配电自动化系统技术规范
Technicalspecificationfordistributionautomationsystem
ofGuangdongpowergrid
2008-06-15发布2008-06-15实施
广东电网公司发布
目次
前言I
1适用范围1
2规范性引用文件1
3名词解释1
4系统结构2
5配电主站3
5.1功能要求3
5.2性能指标10
5.3配置要求11
6配电子站13
6.1功能要求13
6.2性能指标13
7配电终端14
7.1馈线终端14
7.2配电变压器终端16
8安全防护16
9环境条件16
10通信通道要求16
10.1模拟通信16
10.2数字通信16
附录A17
A.1架空线路17
A.2电缆线路18
A.3配电变压器19
附录B20
附录C21
前言
为规范广东电网配电自动化的建设及改造工作，提高配电自动化水平，促进配网安全、稳定、可靠、经济运行，实现配电自动化建设的规范化、标准化，特制定本规范。
本规范在国家和行业有关标准和规范的基础上，结合广东配网的现状、运行管理需求及发展需求，提出了广东电网配电自动化系统的功能及性能指标要求，适用于广东电网各级供电局进行配电自动化系统设计、建设及改造工作。
本规范由广东电网公司生技部提出、归口并解释。
主要起草人员：
黄邵远、段新辉、余兆荣、赵永发、高新华、谢善益、吴国沛、陶文伟、邹国惠、张喜平、黄剑眉、孙浩、化振谦、曲毅、吴强、陈家桐
审核：
马辉、温柏坚
审定：
张文峰
批准：
徐达明
广东电网配电自动化系统技术规范
1适用范围
本规范描述了配电自动化系统体系结构、应用功能、性能指标、系统配置及与其他系统数据接口等。
本规范适用于广东电网所辖各级供电局的配电自动化系统建设及改造项目。
2规范性引用文件
下列文件中的条款通过本规范的引用而构成为本规范的条款。
凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本规范，然而，鼓励根据本规范达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。
凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本规范。
1）配电自动化功能规范DL/T814-2002
2）地区电网调度自动化系统GB/T13730-2002
3）《电力二次系统安全防护规定》（电监会5号令）
4）《配电二次系统安全防护方案》（电监安全〔2006〕34号）
5）IEC61970能量管理系统应用程序接口
6）IEC61968电力企业应用集成－配电管理的系统接口
7）配电网自动化系统远方终端DL/T721-2000
8）远动终端设备GB/T13729-2002
9）《广东电网规划设计技术原则》
10）《广东电网10千伏及以下配网自动化规划技术原则》
11）《广东电网二次防护方案实施细则》
12）《广东省地区电网调度自动化系统技术规范》
13）《广东电网DL/T634.5101-2002实施细则》
14）《广东电网DL/T634.5104-2002实施细则》
15）《广东电网公司配变监测计量终端技术规范》（试行）
16）《广东电网公司配变监测计量终端通讯规约》（试行）
3名词解释
下列关键性术语和定义适用于本规范:
1）配电自动化系统
实现配电网的运行监视和控制的自动化系统，具备配电SCADA、馈线自动化等功能。
主要包括配电自动化主站、配电自动化子站及配电自动化终端。
2）馈线自动化
实现对配电线路的运行方式和负荷的监测和控制，实现故障发生后故障区段的及时准确定位和迅速隔离，恢复健全区域供电。
3）配电自动化主站
完成配电网运行实时数据的采集、处理、监视与控制，并对配电网进行分析、计算与决策，是整个配电自动化系统的监控中心，简称配电主站。
4）配电自动化子站
为优化信息传输及系统结构层次、方便通信系统组网而设置的中间层，定位在变电站或大型开关站中，负责辖区内配电终端的数据集中与转发，实现所辖范围内的配电网信息汇集、处理以及通信监视等功能,可根据实际需要选配，简称配电子站。
5）配电自动化终端
是用于配电网的各种远方监测、控制单元的总称，简称配电终端。
包括馈线终端、配电变压器终端等。
6）远程工作站
是配电自动化主站系统应用工作站在地域上的延伸，与系统应用工作站具有一致的网络配置、应用功能。
4系统结构
配电自动化系统主要包括主站层、通信层与终端设备层，典型系统结构逻辑如图4-1所示。
图4-1配电自动化系统典型结构逻辑图
5配电主站
5.1功能要求
5.1.1配电SCADA
5.1.1.1数据采集
实现配电网实时/准实时运行信息采集，将处理后的数据提供给实时数据库，并按照应用下达的指令实现对远方配电终端的控制功能。
数据采集子系统功能如下：
1）支持专用通信网络（调度数据网、光纤、载波等）及公网（GPRS/CDMA等）多种通讯方式的信息接入和转发功能；
2）支持各种标准规约与配电终端进行通信，接收、处理不同格式的模拟量、数字量、电能量；
3）具有错误检测和恢复功能，对接收的数据进行错误条件检查并进行相应处理；
4）具备对通信通道、终端的监视、统计、报警和管理功能；
5）能对配电子站、终端发送的SOE及时进行相应处理；
6）实现遥信变位优先主动上报、遥测量越死区上报处理；
7）能够根据需要设定数据刷新周期，对系统采集信息进行召唤刷新；
8）具备根据设定周期定时或人工召唤配电终端保存的历史数据的功能；
9）公网数采服务器必须能自动保持通信链路的在线连接；
10）接收卫星时钟的时间信号，保证主站系统的时间精度。
5.1.1.2数据处理
1）模拟量处理
a）提供数据有效性检查和数据过滤；
b）提供零漂处理功能；
c）进行工程单位转换；
d）提供限值检查功能，并支持不同时段使用不同限值；
e）提供数据变化率的限值检查功能；
f）可以自动设置数据质量标签；
g）按用户要求定义并统计某些量的实时最大值和最小值；
h）能在线修改遥测量的满度值；
i）能够自动计算线路的负载率，并可在人机界面上排序显示；
j）三相负荷（包括缺相）严重不平衡告警；
k）记录并直观显示最近的断电时刻及断电时刻负荷数据。
2）状态量处理
a）能够正确判断事故遥信变位和正常操作遥信变位；
b）应具有“遥信误动作”、“遥信抖动”信号自动过滤的功能并告警提示，同时能自动辨识遥信的正确状态；
c）能够统计开关动作次数，当动作次数到达限值时报警；
d）直观显示开关最近动作信息；
e）状态量可以人工设定，所有人工设置的状态量应能自动列表显示，并能从列表调出开关所在接线图；
f）对处于检修和不可用状态的开关进行告警屏蔽和遥控操作屏蔽。
3）非遥测数据处理
非遥测数据指手动输入的数据或者是基于遥测点和其他非遥测点而计算出的数据。
a）遥测点和非遥测点对访问它的程序都应是透明的；
b）非遥测数据点在数据库中可定义。
4）统计计算功能
a）提供有功功率总加、无功功率总加、电能量总加功能；
b）提供电压合格率、越限时间累计计算、停电时间统计功能；
c）能正确统计配电终端月停运时间、停运次数；
d）提供开关设备的动作次数统计、事故跳闸统计功能；
e）能正确统计遥控次数和遥控正确率；
f）统计用户指定模拟量的日、月、年及自定义周期的最大、最小值及发生时间；
g）停电时长、影响负荷电量、影响用户数等统计，停电性质统计；
h）用户自定义公式的计算功能；
i）支持数据日无效时间统计。
5.1.1.3事项及告警处理
1）事故时自动调图，可根据需要设置事项打印、声光、推图以及语音报警等报警方式；
2）可以根据责任区及权限对报警信息进行分类、分流；
3）可根据调度员责任及工作权限范围设置事项及告警内容，报警限值及报警死区均可以人机界面方式修改；
4）通过告警窗中告警条快捷调用相应画面；
5）事项信息可长期保存并可随时按指定条件查询、打印。
5.1.1.4遥控功能
1）遥控操作
a）遥控操作具有防误闭锁功能，并具备遥控双席监督功能，每一步操作保存入库，可查询打印；
b）在被控设备、工作站及人员权限等条件不合操作要求时，系统拒绝控制请求并显示相关信息。
2）遥控完成检查
主站应及时显示遥控是否成功完成，并在失败时发出告警信息。
控制完成周期可自定义。
3）序列控制
a）能够根据用户请求、预定义、应用请求自动执行控制命令序列。
序列控制可在实时模式和研究模式下执行；
b）序列控制能够单步执行或自动按序执行，并可人工干预执行过程。
执行失败时停止执行后续序列并告警，等候人工选择重试或终止执行。
记录保存序列执行每一步骤的详细信息。
5.1.1.5数据库管理功能
数据库应按照IEC61968标准进行封装和显示，实现数据内容的层次化、对象化。
1）提供数据维护工具，可在线查阅、修改数据库内的各种数据，并确保系统各节点数据一致性；
2）提供通用、透明的数据存储访问机制，保证并发访问时数据的安全性、一致性和完整性；
3）具有标准应用程序接口（API）和基于SQL标准的数据库接口；
4）提供实时态、测试态、研究态等运行方式数据库；
5）数据库中每一点均可按选定存储周期保存，历史数据库维护工具简单易用；
6）记录数据修改前后的内容、操作节点、操作员姓名、修改时间等信息。
5.1.1.6人机会话功能
人机界面要能提供方便、直观和快速的操作方法，应具有多窗口显示、菜单驱动，操作简单、屏幕显示信息准确等特点。
至少应满足如下要求：
1）提供跨平台、跨应用的通用图形平台，支持多屏显示，每台显示器可独立实时处理各种图形和多窗口信息；
2）支持多种类型的图表显示，支持SVG等多种图像文件格式；
3）绘图包应采用图模库一体化技术，绘图、建模、入库一次完成。
支持图模库从AM/FM/GIS平台导入；
4）提供面向对象技术进行图元定制的功能，图元和电力系统符号可作为对象处理，并遵循IEC61970、61968的CIM中有关电力元件的标准；
5）提供并支持国家标准一、二级字库汉字及矢量汉字；
6）支持图形多窗口、无级缩放、漫游、分层分级显示；
7）具有设备快速查询和定位功能；
8）支持网络拓扑和动态着色，支持基于故障指示信号的故障区域着色，支持指定显示屏事故推图、事项告警；
9）可根据需要设置、闭锁各种类型的数据，支持设备挂牌、人工置数等操作；
10）系统数据按数据质量标志的不同以用户自定义颜色显示；
11）终端、通信与主站各类设备运行状态能用特定的颜色和表格动态显示；
12）具有灵活方便多样的调图方式。
5.1.1.7报表功能
1）用户按设定权限访问报表；
2）报表兼容EXCEL等多种格式；
3）报表生成和维护支持中文和图文混排，支持数据图表展示、数据质量标志、数据定义、计算式定义；
4）能够采用不同来源的数据生成报表；
5）能够按照用户指定的时间段生成报表；
6）支持报表定时打印、召唤打印、事件触发打印；
7）具备报表日志管理功能。
5.1.1.8系统时钟和对时
1）主站系统采用GPS时钟对时，可以有多种时钟源；
2）对接收的时钟信号正确性具有安全保护措施；
3）可人工设置系统时间，定时（用户可调）对配电子站、配电终端对时；
4）主站各节点的时间保持一致。
5.1.1.9系统管理
1）权限管理：
提供按权限进行访问控制的功能。
应该有责任区、角色的划分，有完善的用户名及密码管理措施；
2）系统资源管理：
能够实现
、
区系统（WEB）内的所有计算机CPU资源、设备状况、存储资源、网络资源、系统进程的监测和告警，对网络交换机等设备的工况以及网络流量等进行监视；
3）备份管理：
自动备份系统数据库，数据库故障时可进行快速恢复数据库；
4）日志管理：
对重要事件如开关操作、系统故障都记录保存，并可方便地进行查询；
5）终端管理：
远程终端参数查询、设置、设备初始化，可远程升级终端软件及对终端进行维护。
可监视、统计终端运行状况，提供终端状态维护表并建立相应的维护记录。
5.1.1.10打印功能
1）支持定时和召唤打印各种实时和历史报表，定时打印时间可调整设定，支持报表批量打印；
2）支持实时打印各种电网事项和系统事项，召唤打印历史事项；
3）支持各类电网图形、监控图形、统计信息图表、统计查询结果、参数表打印，支持屏幕硬拷贝打印；
4）支持反色、黑白、彩色打印，可缩放、拼接打印，支持宽幅大型图的打印。
5.1.2馈线自动化
配电终端将检测到的故障信息或故障指示器的故障信息送至主站,由主站进行故障定位、故障隔离和非故障区域的恢复供电。
具体要求如下：
1）根据配电终端传送的故障信息，快速自动定位故障区段，在接线图上以醒目方式显示（如特殊的颜色或闪烁）；
2）支持各种拓扑结构的故障分析，电网的运行方式发生改变对馈线自动化的处理不造成影响；
3）能够处理配网各种短路故障类型，对于线路上同时发生的多点故障可以综合处理；
4）能够同时处理多重故障，能根据每条配电线路的重要程度对故障进行优先级划分，重要的配电网故障可以优先进行处理；
5）可灵活设置故障处理闭锁条件，避免保护调试、设备检修等人为操作的影响；
6）进行故障定位并根据故障定位结果确定隔离方案，故障隔离方案可自动执行或者经调度员确认执行；
7）可自动设计非故障区段的恢复供电方案，避免恢复过程导致其他线路的过负荷；在具备多个备用电源的情况下，能根据各个电源点的负载能力，对恢复区域进行拆分恢复供电；
8）故障处理的全部过程信息保存在历史数据库中，以备故障分析时使用。
5.1.3实时信息发布
实时信息发布应基于WEB技术并支持其他模式,实现无控件免安装功能。
至少满足如下要求：
1）按客户权限进行访问控制，客户的访问、操作权限跟客户等级、角色、责任区相匹配；
2）客户端实时告警比I区系统实时告警的时间延迟不得大于10秒；
3）电网模型、数据、画面、功能、挂牌信息、实时告警及SOE等信息自动与I区系统保持一致，所有功能及显示均与I区系统的界面相同；
4）提供报表功能，可以方便的使用I区系统的已有报表，并能够定义、生成、预览、打印报表（源于WEB本地数据库）；
5）支持配电自动化系统和外部系统间的数据传输、交换，数据传输、交换能够定时启动或人工启动；
6）支持局域网、综合信息网或拨号MODEM等多种通信方式访问。
5.1.4数据交互
与配电自动化系统有数据交互需求的系统至少包括：
1）配电生产管理（MIS）系统；
2）AM/FM/GIS系统；
3）调度自动化系统；
4）计量自动化系统（含厂站计量、负荷管理、配变监测、低压集抄）；
5）营销管理系统；
6）（准）实时数据平台。
配电自动化系统与其他系统的数据交互应满足以下要求：
1）实现基于SOA软件架构体系的标准数据接口服务功能；
2）接口符合IEC61970、IEC61968的CIS服务标准；
3）采用符合IEC61970、IEC61968标准的XML/SVG方式实现各系统模型、图形的导入和导出，并能对外提供标准的SVG图形服务；
4）支持E模型描述语言。
配电自动化与其他系统的数据交互如下图：
图5-1配电自动化系统与其他系统数据交互逻辑图
5.1.4.1与配电生产管理（MIS）系统数据交互
1）配电自动化系统向配电生产管理系统提供实时运行数据、统计计算数据、历史数据；
2）配电生产管理系统向配电自动化系统提供配电网设备参数信息（台账）、生产计划数据等。
5.1.4.2与AM/FM/GIS系统数据交互
1）AM/FM/GIS系统向配电自动化系统提供接线图（主要是单线图）以及馈线模型、拓扑和设备数据；
2）配电自动化系统向AM/FM/GIS系统提供实时运行数据、统计计算数据、历史数据。
5.1.4.3与调度SCADA系统数据交互
1）通过调度SCADA/EMS主站系统获取变电站10kV馈线出口开关及事故总等的实时信息；
2）通过调度SCADA/EMS主站系统下发10kV馈线出口开关的控制命令；
3）跨系统的命令传递及操作权限认证。
5.1.4.4与计量、负荷管理等系统数据交互
配电自动化系统与计量、负荷管理等系统的数据交换格式应遵循《计量自动化系统共享数据与接口规范》的要求，设备编码应遵循广东电网公司生产设备统一编码方案。
1）与大客户负荷管理系统的数据交互内容：
大客户负荷管理采集系统的专用变压器的实时数据，包括电流、电量等信息；
2）与配变监测计量的数据交互内容：
配变监测计量的测量数据，主要是实时数据；
3）与厂站计量遥测的数据交互内容：
厂站计量遥测的电量数据。
5.1.4.5与营销管理系统的数据交互
1）配电自动化系统需要营销管理系统的客户信息（客户台账）、专用变信息、停电信息、设备启停用信息、双电源用户的详细信息（包括详细的用户供电协议等内容）；
2）配电自动化系统需要客服系统的用户故障信息，以辅助进行快速故障定位。
5.1.4.6与（准）实时数据平台的数据交互
若供电局已经建有（准）实时数据平台，则必须实现与其接口。
在此情况下，配电自动化主站只跟（准）实时数据平台进行数据交互，其他系统需要的配电自动化系统的所有数据都从（准）实时数据平台获得。
5.2性能指标
5.2.1容量要求
1）历史数据保存周期不少于3年；
2）WEB浏览并发用户数不少于200个。
5.2.2冗余性
服务器、交换机等关键节点采用冗余配置，系统内任一节点故障不应引起主要功能的丧失及导致系统响应灵敏度低于系统性能要求。
冗余配置的各节点应满足以下要求：
1）在任何时刻保证冗余配置的节点之间可相互切换，备用节点可随时接替值班节点投入运行；
2）热备节点之间数据保持严格一致，节点切换不应有数据丢失及影响系统正常运行；
3）冗余配置节点可手动和自动切换，切换时间小于5s；；
4）冷备用设备接替值班设备的切换时间小于5min；
5）关键节点配置冗余电源。
设备电源故障切换以及网络切换必须无间断，对系统无干扰。
5.2.3可用性
系统在完成主要功能的前提下，应满足以下性能指标：
1）系统年可用率不小于99.9%；
2）系统运行寿命大于10年。
5.2.4可靠性
1）系统中服务器、交换机等关键设备MTBF大于17000小时；
2）系统应能长期稳定运行，在值班设备无硬件故障和非人工干预的情况下，主、备设备不应发生自动切换；
3）由于偶发性故障而发生自动热启动的平均次数应小于1次/3600小时。
5.2.5计算机资源利用率
系统在任何情况下，各计算机节点的CPU负载率必须满足以下指标：
1）任何服务器在任意10s内，CPU平均负荷率小于35％；
2）任何用户工作站在任意10s内，CPU平均负荷率小于35％。
5.2.6网络负载
1）在任何情况下，系统骨干网在任意5min内，平均负载率小于20%；
2）双网以分流方式运行时，每一网络的负载率应小于12%，单网运行情况下网络负载率不超过24%。
5.2.7信息处理
1）遥测量综合误差不大于±1.0%（额定值）；
2）遥控量正确率不小于99.9%；
3）遥控正确率100%。
5.2.8实时性
系统应对事件提供快速响应，并至少满足下列指标：
1）馈线自动化实现故障区域自动隔离时间小于1分钟；
2）馈线自动化实现非故障区域自动恢复供电时间小于2分钟；
3）遥控量从选中到命令送出主站系统不大于2秒；
4）数采服务器与SCADA服务器、应用工作站之间的数据传输时延小于1秒；
5）公网数采服务器与SCADA服务器、应用工作站之间跨越正向物理隔离时的数据传输时延小于3秒，跨越反向物理隔离时的数据传输时延小于20秒；
6）从开关变位信息到达数采服务器到告警信息推出时间小于1秒；
7）从开关变位信息到达公网数采服务器到告警信息推出时间小于20秒；
8）专网通信条件下开关量变位到主站小于10秒；
9）专网通信条件下遥测变化传送时间小于20秒；
10）专网通信条件下事件顺序记录分辨率小于1秒；
11）公网通信条件下开关量变位到主站小于3分；
12）公网通信条件下遥测变化传送时间小于3分；
13）90%的画面调出时间不大于1秒，其余画面调出时间不大于3秒；
14）事故推画面时间小于3秒；
15）画面实时数据更新周期为1～10秒（可调）；
16）系统时间与标准时间误差不大于1秒。
5.3配置要求
5.3.1规模划分
配电自动化主站系统规模按照5年规划内城区电网供电最高负荷划分为大、中、小3个等级。
1）大型配电自动化系统：
最大供电负荷为5000MW以上；
2）中型配电自动化系统：
最大供电负荷为1000～5000MW；
3）小型配电自动化系统：
最大供电负荷为为1000MW以下。
5.3.2硬件配置要求
不同规模的主站系统硬件配置有所不同，其差异主要体现在：
1）数采服务器数量、性能；
2）SCADA服务器、历史服务器和Web服务器的性能；
3）存储设备的性能和容量。
配电主站硬件配置要求：
1）根据设计水平年配置并考虑投运后7～10年的发展需要；
2）系统硬件设备必须是标准化的通用设备，具有良好的开放性和可替代性；
3）硬件配置必须满足系统性能和功能要求，并且符合安全性、可靠性原则。
下表是采用小型机做服务器时的主站硬件设备推荐配置。
表5-1配电自动化主站主站硬件设备推荐配置表
序号
设备名称
数量
1
专网通信数采服务器
2台或多台
2
公网通信数采服务器
2台或多台
3
SCADA服务器
2台
4
历史数据服务器
2台
5
历史库磁盘阵列
1台
6
WEB服务器
2台
7
WEB磁盘阵列（可根据规模选配）
1台
8
通信接口服务器
2台
9
配调工作站
3台
10
远程工作站
每区2台
11
维护工作站
2～3台
12
接入路由器
视实际情况
13
网络交换机
视实际情况
14
正向、反向物理隔离装置
视实际情况
15
网络防火墙,入侵监测及其他网络安全设备
视实际情况
16
打印机、GPS时钟等
视实际情况
17
UPS电源
2台
配电自动化主站系统配置典型图见附录。
5.3.3软件配置要求
主站系统软件采用分层构件化结构，通过应用中间件屏蔽底层操作，在异构平台上实现分布式应用。
所有软件模块设计必须遵循IEC61968、IEC61970等国际标准，实现与外部系统数据交互与共享的标准化以及第三方软件产品的即插即用。
5.3.3.1操作系统
服务器采用Linux、UNIX操作系统，工作站宜采用Linux操作系统，可采用Windows操作系统。
5.3.3.2数据库
数据库根据需要采用关系型数据库。
5.3.3.3支持平台软件
系统使用中间件技
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