配电自动化试点建设与改造技术原则(共27页).doc

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1、精选优质文档-倾情为你奉上ICS 29.240备案号：CEC 131-200Q/GDW9国家电网公司企业标准Q / GDW *2009配电自动化建设与改造技术原则Technical requirements for construction and alteration of distribution automation2009-*-*发布2009-*-*实施国家电网公司 发布专心-专注-专业目 次0 前言配电自动化是坚强智能电网建设的重要工作内容之一，按照“统一规划、统一标准、统一建设”的工作原则，为有效指导公司配电自动化相关工作，国家电网公司组织编写了配电自动化建设与改造技术原则作为公司

2、智能电网标准体系的重要组成部分。本标准依据配电自动化技术导则（Q/GDW 382-2009），遵循全面性、适用性、差异性和前瞻性的原则，在总结以往配电自动化实践经验的基础上，从公司生产运行的实际需要出发，针对配电自动化量大面广的特点，以及不同规模和不同条件下配电自动化的应用需求，对配电自动化的建设与改造工作提出了可操作规范性技术要求。本标准的附录A和附录B为规范性附录，其它附录均为资料性附录。本标准由国家电网公司生产技术部提出并负责解释。本标准由国家电网公司科技部归口。本标准主要起草单位：上海市电力公司、福建省电力公司、国网电力科学研究院、北京市电力公司、浙江省电力公司、宁夏电力公司。本标准主

3、要起草人：1 范围本标准规定了中压配电网配电自动化及系统的配置原则、功能规范、性能指标等主要技术要求。 本标准适用于国家电网公司系统开展配电自动化及系统的规划、设计、建设和改造。2 规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准的引用而构成为本标准的条款。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标准，然而，鼓励根据本标准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标准。GB/T 13720 地区电网数据采集与监控系统通用技术条件GB/T 13729 远动终端设备GB/T 13730 地区电网调度自动化系统 GB/T

4、 14285 继电保护和安全自动装置技术规程GB/T 15153.1 远动设备及系统电源及电磁兼容性标准GB/T 17626 电磁兼容试验和测量技术DL 451 循环式远动规约DL 516 电力调度自动化系统运行管理规程DL/T 550 地区电网调度自动化功能规范DL/T 599 城市中低压配电网改造技术导则DL/T 630 交流采样远动终端技术条件DL/T 634.5-101 远动设备及系统标准传输协议子集 第101部分DL/T 634.5-104 远动设备及系统标准传输协议子集 第104部分DL/T 667 继电保护设备信息接口配套标准DL/T 721 配电网自动化系统远方终端DL/T 7

5、90 采用配电线载波的配电自动化DL/T 814 配电自动化系统功能规范DL/T 890 能量管理系统应用程序接口DL/T 1080 电力企业应用集成 配电管理的系统接口DL/T 5003 电力系统调度自动化设计技术规程DL/T 5404 电力系统同步数字系列（SDH）光缆通信工程设计技术规定Q/GDW 156 城市电力网规划设计导则Q/GDW 212 电力系统无功补偿配置技术原则Q/GDW 370 城市配电网技术导则Q/GDW 382 配电自动化技术导则IEC 60870 Telecontrol Equipment and SystemsIEC 61968 Application Integ

6、ration at Electric Utilities - System Interfaces for Distribution ManagementIEC 61970 Energy Management System Application Program Interface (EMS-API)电监安全200634号 电力二次系统安全防护总体方案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 生配电2009124号 SG186生产管理系统配网业务需求功能规范调自210号 能量管理系统（EMS）实用化标准3 术语和定义3.1 配电自动化 distribution automation配

7、电自动化以一次网架和设备为基础，以配电自动化系统为核心，综合利用多种通信方式，实现对配电系统的监测与控制，并通过与相关应用系统的信息集成，实现配电系统的科学管理。3.2 配电自动化系统 distribution automation system实现配电网的运行监视和控制的自动化系统，具备配电SCADA(supervisory control and data acquisition)、馈线自动化、电网分析应用及与相关应用系统互连等功能，主要由配电主站、配电终端、配电子站（可选）和通信通道等部分组成。3.3 配电SCADA distribution SCADA也称DSCADA，指通过人机交互，

8、实现配电网的运行监视和远方控制，为配电网运行和调度提供服务。3.4 配电主站 master station of distribution automation system 配电主站是配电自动化系统的核心部分，主要实现配电网数据采集与监控等基本功能和电网分析应用等扩展功能。3.5 配电终端 remote terminal unit of distribution automation system安装于中压配电网现场的各种远方监测、控制单元的总称，主要包括配电开关监控终端feeder terminal unit（即FTU,馈线终端）、配电变压器监测终端transformer terminal

9、 unit（即TTU,配变终端）、开关站和公用及用户配电所的监控终端distribution terminal unit（即DTU,站所终端）等。3.6 配电子站 slave station of distribution automation system为优化系统结构层次、提高信息传输效率、便于配电通信系统组网而设置的中间层，实现所辖范围内的信息汇集、处理或配电网区域故障处理、通信监视等功能。3.7 馈线自动化 feeder automation利用自动化装置或系统，监视配电线路的运行状况，及时发现线路故障，迅速诊断出故障区间并将故障区间隔离，快速恢复对非故障区间的供电。4 总则（1）配电

10、自动化建设应在全面评估实施区域的供电可靠性指标、配电网架特点、配电设备及自动化系统现状的基础上，制订合理的供电可靠性规划目标，因地制宜、分阶段开展；（2）配电自动化改造应以提高供电可靠性和改善供电质量为目的，宜结合配电网一次网架的改造进行，避免仅为实施配电自动化而对配电一次网架进行大规模改造；（3）应根据各地区经济发展、负荷差异、供电可靠性要求，以及配电网和通信现状、相关应用系统的成熟度条件，合理规划设计实施区域的配电一次设备、通信方式、主站、子站及终端的功能和配置要求，制订配电自动化分阶段实施计划；（4）配电自动化建设与改造应根据实施区域特点，合理选择简易型、实用型、标准型、集成型和智能型等

11、不同类型的配电自动化实现方式（参见附录A）。不同实现方式可以在同一地区的不同区域并存；（5）配电网规划应考虑配电自动化建设和改造需求，实施馈线自动化的线路应具备负荷转供路径和足够的备用容量；（6）配电自动化建设应根据实施区域特点和相关应用系统的实际情况，分步实现配电自动化系统的主要应用功能；配电自动化改造应按照设备全寿命周期管理要求，通过继承或适当改造，充分利用原有一次设备、配电主站、配电终端、配电子站和通信通道等资源；（7）配电自动化建设与改造应满足相关国际、行业、企业标准及相关技术规范要求；配电自动化系统的设计应满足开放性、兼容性、可靠性和扩展性要求，安全性满足电力二次系统安全防护有关规定

12、。配电自动化系统应选择模块化、少维护、低功耗的设备；（8）配电自动化系统的监控对象和信息应依据一次设备的现状及配电自动化的实现方式合理选择，满足配电网运行和调度需求；各类信息应根据实时性及网络安全性的要求合理分层分流；配电自动化系统通过与相关应用系统信息交互与服务共享，实现功能扩展和综合应用；（9）配电网建设与改造应同步考虑配电通信网络的需求，并根据实施区域具体情况选择适宜的通信方式，实现规范接入。5 配电自动化对一次网架和设备的要求5.1 对一次网架的要求（1）配电自动化实施区域的网架结构应布局合理、成熟稳定。网架结构不具备条件的，配电自动化宜结合配电网的建设与改造实施；（2）确需实施馈线自

13、动化，但线路不具备负荷转供条件的区域，可对线路进行供电方式改造；配电网建设和与改造时应考虑通信网络建设与改造，预留通信通道。5.2 对一次设备的要求（1）需要实现遥信功能的开关设备，应至少具备一组辅助触点；需要实现遥测功能的一次设备，应至少具备电流互感器，二次侧电流额定值宜采用5A、1A；需要实现遥控功能的开关设备，应具备电动操动机构；（2）一次设备的建设与改造应考虑预留安装配电终端所需要的位置、空间、工作电源、端子及接口等；（3）需要就地获取配电终端的供电电源时，应配置电压互感器或电流互感器，且容量满足配电终端运行和开关操作等需求；（4）配电网站所内应配置配电终端用后备电源，保证在主电源失电

14、的情况下能够维持配电终端运行一定时间和开关分合闸一次。6 配电自动化系统的建设与改造6.1 配电主站6.1.1 基本要求（1）对于直辖市、省会城市或按电网规划五年内配电自动化系统实时信息接入数量大于50万点的城市，可建设大型配电主站；对于地级市或配电自动化系统实时信息接入数量在10万点50万点的城市，可建设中型配电主站；对于系统实时信息接入数量小于10万点的城市，可建设小型配电主站；（2）配电主站建设与改造时应对系统功能、配置及安全性、可用性、可靠性等进行可行性论证；系统支撑平台应一次性建设，软硬件分步扩展，力求经济实用；（3）已建有配电主站，其软硬件性能经过评估不满足运行需要的，可进行改造；

15、（4）配电主站投运8年以上且不能满足运行需要的，可进行全面改造；全面改造应在充分利用现有软硬件资源的基础上，按新建配电主站的标准进行；（5）配电主站的技术指标应满足附录B要求。6.1.2 功能要求6.1.2.1 基本功能（1）数据采集采集配电终端/子站上传的模拟量、状态量、电能量及其它信息，根据数据的实时性和重要性要求分层分类采集。（2）状态监视通过人机界面监视配电网模拟量、状态量等数据处理情况。（3）远方控制对远方设备进行遥控操作，支持单点和序列控制，并可对配电终端或有关保护、控制等装置的参数进行设置。（4）人机交互在人机界面上实现遥控、人工置位、报警确认、挂牌和临时跳接等操作，并具有相应的

16、安全约束条件。（5）防误闭锁遥控操作时具有操作预演和防误闭锁功能。（6）图形显示实现配电网络图、电气接线图、单线图、地理沿布图（可选）和自动化系统运行工况图等显示。（7）事件告警通过自动推图、告警窗、语音提示等手段，对配电网的各类事件/事故进行报警，并可实现自动记录与打印。（8）事件顺序记录记录配电终端/子站上传的事件顺序，可按需进行查询，并实现实时和召唤打印。（9）事故追忆事故追忆应至少记录追忆触发前1分钟至后5分钟内本次事故模拟量和状态量的变化，系统应至少能够同时存放10个事故追忆表。（10）数据统计对系统采集的模拟量、状态量和电能量具有自动日、月、年统计功能，可满足一个可选时段的统计需求

17、，并提供图形和表格等方式的显示。（11）报表打印根据预先设定的要求生成各类报表，提供多种形式方便引用，并可实现定时和召唤打印。（12）配电通信网络工况监视实时显示配电通信通道的运行工况，对于通信异常具有报警功能。（13）系统和网络管理显示配电主站各服务器、工作站、应用软件及网络的运行状态、CPU负载率和硬盘剩余空间等信息，对于异常节点具有报警功能。具有完善的权限管理功能。6.1.2.2 扩展功能在实现配电主站基本功能的基础上，根据应用需要和相关条件，可选配扩展功能。（1）馈线故障处理实现故障的识别、定位、隔离和非故障区域恢复供电。配电主站根据接收到的故障信号启动故障处理模块，确定故障类型，指示

18、故障区段并告警，提供故障处理和供电恢复方案。在具备条件的情况下，还可通过该模块实现对故障区域的自动隔离以及非故障区域恢复供电。（2）电网分析应用1）模型导入/导出、拼接/拆分从相关应用系统导入配电网模型，对分块的模型进行拼接，形成完整的配电网络拓扑；同时可以导出或拆分配电网模型给相关应用系统。2）拓扑分析通过分析配电网各个电气元件间的连接关系和运行方式，确定配电网络的实时拓扑结构，对负荷转供路径选择、停电区域分析和电源点追踪等应用提供支持。3）解合环潮流在配电网解合环操作时进行潮流计算，提供辅助决策方案。4）负荷转供发生故障后，生成优化的恢复供电方案。5）状态估计在配电主站系统采集的量测信息满

19、足可观测性的前提下，通过数据相容性分析辨识不良量测数据。6）网络重构满足安全约束条件下，优化调整配电网络运行方式，实现减低网损和负荷均衡目标。7）短路电流计算根据设定的短路故障点和故障类型，计算各支路的短路电流，校验开关的遮断容量、确定继电保护及安全自动装置的定值。8）电压/无功控制以各节点电压为约束条件，形成优化控制策略，自动投切电容器。9）负荷预测根据区域的负荷历史信息和现状，实现母线负荷预测和小区负荷预测。（3）智能化功能1）分布式电源/储能装置/微电网的接入及应用实现分布式电源/储能装置/微电网的接入、运行、退出的互动管理，具备相应的优化控制策略。2）配电网自愈控制在快速仿真和预警分析

20、的基础上，控制配电网从事故、异常、警戒向恢复、正常和坚强状态的转移。3）经济优化运行实行网络优化，提高供电能力，实现配电网的经济运行。6.1.3 软硬件配置配电主站由前置采集服务器、历史数据服务器、SCADA服务器、电网分析应用服务器、信息交互服务器、Web服务器，以及调度员工作站、维护工作站、报表工作站、物理隔离装置、防火墙、局域网络设备、对时装置及相关外设等构成。配电主站硬件应采用标准化的通用设备，具有良好的开放性和可替代性，符合安全性、可靠性原则。服务器、交换机等关键节点采用冗余配置，任一节点故障不应引起主要功能的丧失或导致系统响应低于系统性能指标。大型配电主站应采用多前置多应用服务器；

21、中型配电主站应采用多前置双应用服务器；小型配电主站应采用双前置服务器，应用服务器可根据应用需求合并使用。具体配置参见附录C。配电主站增加新的软件模块时不应影响系统运行的稳定性；软件升级时应兼容已有的硬件设备。配电主站服务器和工作站宜采用Unix/Linux操作系统。系统数据库宜采用实时数据库和商用数据库相结合的模式，对数据库访问提供标准的API接口。配电主站应配置基本功能软件，在配电网监测信息完整，且系统模型、网络拓扑和参数维护及时的条件下，可根据实际需要配置相应的电网分析应用软件。在配电自动化覆盖率达到一定规模，配电主站功能成熟应用的基础上，可结合本地区智能电网工作合理配置智能化功能。6.2

22、 配电终端6.2.1 基本要求（1）配电终端应采用模块化、可扩展、低功耗的产品，具有高可靠性和适应性；（2）配电终端的容量宜根据配电站所的发展需要确定，发展时间宜考虑10年；（3）配电终端的技术指标应满足附录B要求；（4）不同的应用场合应选择相应类型的配电终端，其中： 1）配电室、环网柜、箱式变电站、以负荷开关为主的开关站应选用站所终端（DTU）； 2）柱上开关应选用馈线终端（FTU）； 3）配电变压器应选用配变终端（TTU）； 4）架空线路或不能安装电流互感器的电缆线路，可选用具备通信功能的故障指示器。 以断路器为主的开关站可选用保护与测控合一的综合自动化装置或远动装置（RTU）。（5）配电

23、终端电源可采用系统供电和蓄电池相结合的供电模式；（6）配电终端的结构形式应满足现场安装的规范性和安全性要求；（7）配电终端应支持以太网或标准串行接口，与配电主站/子站之间的通信宜采用符合DL/T 634远动设备及系统的101、104通信规约和DL 451循环式远动规约的CDT通信规约。6.2.2 功能要求（1）馈线终端、站所终端和配变终端应具备数据采集、事件记录、时间校对、远程维护、参数设置、数据存储、自诊断和自恢复以及通信、电源管理等功能，相关典型应用场合的采集信息表参见附录D。（2）馈线终端和站所终端应具备接受远方控制以及判断线路相间故障的能力。（3）馈线终端、站所终端和故障指示器应具备后

24、备电源，保证在主电源失电的情况下能够维持一定时间的工作。6.2.2.1 站所终端（DTU）（1）模拟量采集：进/出线电流、配变低压侧电压、电流。在条件具备、确有应用需求的情况下，可采集进线三相电压及电表电量信息；（2）状态量采集：开关、刀闸等位置信息。6.2.2.2 馈线终端（FTU）（1）模拟量采集：线路的电压、电流等信息；（2）状态量采集：开关动作、操作闭锁、储能到位等信息。6.2.2.3 配变终端（TTU）模拟量采集：配变低压侧的三相电压、电流、功率、电能量等信息，在条件具备的情况下可扩展采集高压侧的数据。具备整点数据上传、支持实时召唤以及越限信息实时上传等功能。6.2.2.4 故障指示

25、器状态量采集：线路故障的指示信号。6.2.2.5 保护与测控合一的综合自动化装置或远动装置（RTU）（1）模拟量采集：进/出线电流、母线电压、直流系统等信息；（2）状态量采集：断路器、保护、直流系统等信息。在一次设备条件具备的情况下，可采集刀闸信息；（3）具备交、直流工作电源切换功能。6.3 配电子站6.3.1 基本要求（1）配电自动化系统应优先考虑配电终端直接接入配电主站；确需配置配电子站的，应根据配电自动化系统实际需求、配电网结构、通信等条件选择通信汇集型或监控功能型子站；（2）配电子站应设置在通信和运行条件满足要求的变电站或大型开关站内；（3）配电子站的技术指标应满足附录B要求；（4）下

26、列条件下，可配置通信汇集型子站： 1) 配电终端数量庞大； 2) 配电终端与配电主站之间直接通信较为困难； 3) 需要实现数据分层分类管理。（5）尚未建设配电主站，但确需先期实现区域性馈线自动化与人机交互功能的，可配置监控功能型子站；（6）配电子站的通信规约应与配电终端一致；（7）配电子站应支持多种通信方式，并可根据实际需要灵活配置、扩充通信端口。6.3.2 功能要求（1）通信汇集型子站1) 汇集配电终端上传的信息并向配电主站转发，同时将从配电主站接收的控制命令下发至配电终端；2) 上下行对时，当地及远方维护（包括参数配置、工况显示、系统诊断等）；3) 软硬件自诊断及通信通道监视，异常时向配电

27、主站或当地发出告警。（2）监控功能型子站1）具备通信汇集型子站的基本功能；2) 在区域配电网拓扑分析的基础上，实现馈线的故障定位、隔离、恢复非故障区域供电，并可将处理结果上报配电主站；3) 人机交互、信息存储和系统安全管理等。6.3.3 软硬件配置（1）通信汇集型子站 1) 硬件平台应采用嵌入式计算机，采用无风扇、固态硬盘、模块化设计； 2) 操作系统宜采用嵌入式Linux； 3) 应配备后备电源。（2）监控功能型子站1) 硬件平台应采用标准、通用的工业计算机，主要设备冗余配置； 2) 操作系统宜采用Linux； 3) 数据库应满足实时性要求； 4) 应配备后备电源。6.4 馈线自动化6.4.

28、1 基本要求对于供电可靠性有进一步要求，需实施馈线自动化的区域，应根据配电网架结构和一次设备的现状，结合通信实施条件，合理选择下列馈线自动化主要方式： （1）配电主站/子站与配电终端之间具备主从通信条件，且开关设备具备电动操动机构的配电线路，可采用集中型全自动方式；（2）通信通道性能不满足遥控要求或开关设备不具备电动操动机构的配电线路，可采用集中型半自动方式；（3）配电终端之间具备对等通信条件的配电线路，可采用就地型智能分布式；（4）不具备通信手段或通道性能不满足遥控要求的配电线路，在配电一次网架具备双电源供电手拉手条件时，可采用就地型重合器方式。6.4.2 馈线自动化的功能（1）全自动方式配

29、电主站或子站通过快速收集区域内配电终端的信息，判断配电网运行状态，集中进行故障识别、定位，自动完成故障隔离和非故障区域恢复供电。（2）半自动方式配电主站或子站通过收集区域内配电终端的信息，判断配电网运行状态，集中进行故障识别、定位，通过遥控或人工完成故障隔离和非故障区域恢复供电。（3）智能分布式通过配电终端之间的故障处理逻辑，实现故障隔离和非故障区域恢复供电，并将故障处理的结果上报给配电主站。配电主站和子站可不参与处理过程。（4）重合器方式在故障发生时，通过线路开关间的逻辑配合，利用重合器实现线路故障的就地识别、隔离和非故障线路恢复供电。7 信息交互7.1 基本要求（1）信息交互通过基于消息机

30、制的总线方式完成配电自动化系统与其它应用系统之间的信息交换和服务共享；（2）信息交互应遵循电气图形、拓扑模型和数据的来源及维护唯一性、设备编码统一性、描述一致性的原则；（3）在满足电力二次系统安全防护规定的前提下，信息交互总线应具有通过正/反向物理隔离装置跨越生产控制大区和管理信息大区实现信息交互的能力；（4）信息交互总线宜遵循IEC 61968标准，采用面向服务架构（SOA），实现相关模型、图形和数据的发布与订阅。 7.2 配电主站可通过信息交互总线可向相关应用系统提供配电网图形（配电网络图、电气接线图、电气单线图等）、网络拓扑、实时数据、准实时数据、历史数据、配网分析结果等信息，也可从相关

31、应用系统获取下列主要信息：（1）获取高压配电网（包括 35kV、110kV）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。（2）获取中压配电网（包括10kV、20kV）的相关设备参数、配电网设备计划检修信息和计划停电信息以及配电网图形（配电网络图、电气接线图、电气单线图等）、网络拓扑等。（3）获取中压配电网（包括10kV、20kV）的配电网络图、电气接线图、单线图、地理图、线路地理沿布图、网络拓扑等。（4）获取低压配电网（380V /220V）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。（5）获取用户呼叫信息、故障信息和特殊情况信息。8

32、配电自动化对通信系统的要求8.1 基本要求配电通信系统作为配电网各类信息传输的载体，在建设和改造时应充分考虑并满足配电自动化系统的需求，以覆盖全部配电终端为目的，为配电终端信息接入提供符合要求和标准的通信网络。（1）配电通信系统的建设和改造应充分利用现有通信资源，完善配电通信基础设施，避免重复建设。在满足现有配电自动化需求的前提下，充分考虑业务综合应用和通信技术发展前景，统一规划、分步实施、适度超前；（2）配网通信系统应以电力通信专网为主，公网为辅。具备遥控功能的配电自动化区域应优先采用专网通信方式，保证一次设备的安全运行；依赖通信实现故障自动隔离的馈线自动化区域宜采用光纤专网通信方式，满足实

33、时响应需要；（3）配网通信系统应根据各地具体情况，合理选择采用适用的通信方式，其技术指标应符合国际、国家及相关行业技术标准。8.2 骨干层通信要求骨干层通信应优先采用光传输网络，并充分利用光传输网络链路层和业务层的保护功能，形成具有动态路由迂回能力的IP网络。与其它应用系统共享骨干层通信网络时，骨干层通信应具备支持虚拟专网（VPN）能力。8.3 接入层通信要求接入层可采用光纤专网、配电线载波、无线通信（专网、公网）等多种通信方式，并应同步考虑通信网络管理系统的建设、扩容和改造，实现对配电通信系统的统一管理。（1）光纤专网1）配电通信光缆的芯数应满足设计要求并作适当预留；2）光纤专网应具备相应的

34、检测和管理功能，业务端口应便于配电终端的接入。 （2）配电线载波1）对于光纤通信难以覆盖的区域，可采用电缆屏蔽层载波通信方式；2）在确保传输性能情况下，应优先采用便于施工和减少线路停电的耦合方式。（3）无线专网1）无线专网通信系统的频段使用应符合国家无线电管理的有关频率划分规定；2）无线专网通信方式宜选择符合国际标准、多厂家支持的宽带技术，并具备用户优先级管 理功能；3）无线信息接入应符合相关安全防护规定的要求，并有严格的安全防护策略。（4）无线公网通信无线公网通信方式应符合相关安全防护和可靠性规定要求，采用可靠的安全隔离和认证措施，支持用户优先级管理，并宜以专线方式建立与运营商间高可靠性的网

35、络连接。附录A 配电自动化实现方式A.1简易型简易型方式是基于就地检测和控制技术的一种准实时系统，采用故障指示器来获取配电线路的故障信息。开关设备采用重合器或具备自动重合闸功能的开关设备，通过开关设备之间的逻辑配合（如时序等）就地实现配电网故障的隔离和恢复供电。简易型方式适用于单辐射或单联络的配电一次网架或仅需故障指示功能的配电线路，对配电主站和通信通道没有明确的要求。A.2实用型实用型方式是利用多种通信手段（如光纤、载波、无线公网/专网等），以实现遥信和遥测功能为主，并可对具备条件的配电一次设备进行单点遥控的实时监控系统。配电自动化系统具备基本的配电SCADA 功能，实现配电线路、设备数据的

36、采集和监测。根据配电终端数量或通信方式等条件，可增设配电子站。实用型方式适用于通信通道具备基本条件，配电一次设备具备遥信和遥测（部分设备具备遥控）条件，但不具备实现集中型馈线自动化功能条件的地区，以配电SCADA监控为主要实现功能。A.3标准型标准型方式是在实用型的基础上实现完整的配电SCADA功能和集中型馈线自动化功能，能够通过配电主站和配电终端的配合，实现配电网故障区段的快速切除与自动恢复供电，并可通过与上级调度自动化系统、生产管理系统、电网GIS平台等其他应用系统的互连，建立完整的配网模型，实现基于配电网拓扑的各类应用功能，为配电网生产和调度提供较全面的服务。实施集中型馈线自动化的区域应

37、具备可靠、高效的通信手段（如光传输网络等）。标准型方式适用于配电一次网架和设备比较完善，配电网自动化和信息化基础较好，集中型馈线自动化实施区域具备相应条件的地区。A.4集成型集成型方式是在标准型的基础上，通过信息交互总线实现配电自动化系统与相关应用系统的互连，整合配电信息，外延业务流程，扩展和丰富配电自动化系统的应用功能，支持配电生产、调度、运行及用电等业务的闭环管理，为配电网安全和经济指标的综合分析以及辅助决策提供服务。集成型方式适用于配电一次网架和设备条件比较成熟，配电自动化系统初具规模，各种相关应用系统运行经验较为丰富的地区。A.5智能型 智能型方式是在标准型或集成型的基础上，通过扩展配

38、电网分布式电源/储能装置/微电网的接入及应用功能，在快速仿真和预警分析的基础上进行配电网自愈控制，并通过配电网络优化和提高供电能力实现配电网的经济优化运行，以及与其它智能应用系统的互动，实现智能化应用。智能型方式适用于已开展或拟开展分布式电源/储能/微电网建设，或配电网的安全控制和经济运行辅助决策有实际需求，且配电自动化系统和相关基础条件较为成熟完善的地区。附录B 配电自动化系统指标B.1 系统指标附表B.1 配电自动化系统指标内 容指 标遥 测遥测综合误差1.5%遥测越限由终端传递到配电子站/主站光纤通信方式4秒载波通信方式30秒无线通信方式60秒遥测越限由配电子站传递到配电主站4秒遥 信遥

39、信动作正确率（年）99%站内事件分辨率10毫秒遥信变位由终端传递到配电子站/主站光纤通信方式3秒载波通信方式30秒无线通信方式60秒遥 控遥控正确率99.99%命令选择、执行或撤消传输时间光纤通信方式10秒载波通信方式60秒配电子站、配电终端平均无故障时间26000小时系统可用率99.9% B.2 馈线自动化技术指标附表B.2 馈线自动化技术指标馈 线 自 动 化集中型半自动方式故障识别时间7分钟全自动方式故障识别、隔离及恢复时间3分钟就地型智能分布式故障识别、隔离及恢复时间3分钟重合器方式故障识别、隔离及恢复时间7分钟B.3 配电主站技术指标附表B.3 配电主站技术指标内 容指 标冗余性1）

40、热备切换时间20秒2）冷备切换时间5分钟可用性设备年可用率99.9%计算机资源负载率1）CPU平均负载率（任意5分钟内）40%2）备用空间（根区）20%（或10G）实时性1）配电主站数据传输时延1秒2）配电主站遥控输出时延2秒3）85%画面调用响应时间3秒4）事故推画面响应时间10秒B.4 配电终端技术指标附表B.4 配电终端技术指标接口防护支持各种类型的故障指示器接入，并支持多种配电网故障识别功能提供RS232、RS485等接口，可根据需要提供光纤、GPRS/CDMA/3G、载波等通信模块输入、输出回路具有安全防护措施电源管理提供智能电源管理功能，蓄电池可自动、手动充放电主电源：交流220V

41、/100V或直流220V/110V，允许偏差-20%+15%备用电源容量：应保证主电源停电后能分合闸操作1次，维持配电终端及通信模块 运行至少1小时整机功耗30VA（不含通信模块）遥测电压输入标称值：100V，50Hz电流输入标称值：5A/1A在标称输入值时，每一回路的功率消耗小于0.25W短期过量交流输入电流施加标称值的2000%（标称值为5A），持续时间小于1秒，配电终端应工作正常遥信宜利用无源接点（干接点）采集状态量信息软件防抖动时间10-60000毫秒可设遥控具有远方和本地控制切换功能，支持开关的就地操作输出方式：报文下发或通过继电器无源触点接点容量：AC220V，5A；DC110V，

42、5A；DC24V，1AB.5 配电终端环境及抗干扰要求附表B.5 配电终端环境及抗干扰要求:应用地点环境条件影响使用范围抗干扰开关站应符合GB/T 13729-2002远动终端设备中C0级要求（室内5+45，环境温度最大变化率：20/h；相对湿度为5%95%；最大绝对湿度为28g/m3）快速瞬变干扰试验、高频干扰试验、浪涌试验、静电放电干扰试验、辐射电磁场干扰试验等应满足GB/T 13729-2002远动终端设备规定中级的要求在雷击过电压、一次回路操作、一次设备故障、二次回路操作及其它强干扰作用下，装置不应误动作或损坏；配电室、环网柜、箱式变电站应符合GB/T 13729-2002远动终端设备

43、中C1级要求（25+55，环境温度最大变化率：20/h；相对湿度为5%100%；最大绝对湿度为28g/m3）；IP防护等级应不小于52，即：防尘且防滴水侵入配电变压器应符合GB/T 13729-2002远动终端设备中C2级（户外场所40+70，环境温度最大变化率：20/h；相对湿度为5%100%；最大绝对湿度为28g/m3）；IP防护等级应不小于54，即：防尘且防溅水侵入柱上开关、线路应符合GB/T 13729-2002远动终端设备中C2级（户外场所40+70，环境温度最大变化率：20/h；相对湿度为5%100%；最大绝对湿度为28g/m3）；IP防护等级应不小于54，即：防尘且防溅水侵入快速

44、瞬变干扰试验、高频干扰试验、浪涌试验、静电放电干扰试验、辐射电磁场干扰试验等应满足GB/T13729-2002远动终端设备规定中级的要求B.6 配电子站技术指标附表B.6配电子站技术指标工作条件环境温度 -545相对湿度 5%95%无凝露环境温度最大变化率 20/h最大绝对湿度 28g/m3年可用率99.9%可靠性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小时供电电源交流220V/100V或直流220V/110V，允许偏差-20%+15%功 耗通信汇集型子站：正常工作时小于15W监控功能型配电子站：正常工作小于200W通信接口提供异步RS232/RS422/RS485通信接口，接口数量和类型可灵活配置具备2个以上以太网通信接口通信协议可根据需要灵活配置电磁兼容指标装置的快速瞬变干扰试验、高频干扰试验、浪涌试验、静电放电干扰试验、辐射电磁场干扰试验等应至少满足GB/T 13729-2002远动终端设备规定中级的要求。附录C 配电主站软硬件配置附表C 配电主站软硬件配置表序号设备名称技术要求单位数量（台）备注一硬件部分(一)数据采集设备1前置数据采集服务器标准型、集成型和智能型配电自动化系统应采用Unix操作系统的服务器/工作站台2 大、中型配电主站系统应采用多前置采集方式(二)应用服务子系统1数