配电自动化系统主站通用技术规范.doc

《配电自动化系统主站通用技术规范.doc》由会员分享，可在线阅读，更多相关《配电自动化系统主站通用技术规范.doc（25页珍藏版）》请在淘文阁 - 分享文档赚钱的网站上搜索。

1、国家电网公司物资采购标准（配电自动化卷 主站系统册）配电自动化系统主站通用技术规范（编号：）配网自动化系统主站通用技术规范使用说明1. 本标准技术规范分为通用部分、专用部分。2. 通用部分包括一般性技术条款，原则上不需要项目招标人（项目单位）填写，不能随意更改。如通用部分相关条款确实需要改动，项目单位应填写通用部分技术条款/技术参数变更表并加盖该网、省公司物资采购管理部门的公章及辅助说明文件随招标计划一起提交至招标文件审查会。经标书审查同意后，对通用部分的修改形成技术通用部分条款变更表，放入专用部分中，随招标文件同时发出并视为有效。3. 本标准规范的投标人应答部分主要包括：投标人技术偏差表、产

2、品部件列表、销售及运行业绩表、培训及到货需求一览表等内容，由投标人填写。4. 本标准规范的页面、标题等均为统一格式，不得随意更改。5. 本规范将根据技术发展和市场变化定期或不定期做出修编，各使用单位注意查询最新版本，以免物资采购出现差错。目 次1总则21.1基本要求21.2投标须知21.3卖方职责22技术规范要求22.1使用环境条件22.2工作条件22.3标准和规范32.4技术性能要求33技术服务、设计联络、培训和验收193.1技术服务193.2设计联络203.3培训213.5备品备件、专用工具及试验仪器231总则1.1基本要求1.1.1投标人应提供国家或电力工业检验检测机构出具的系统检验报告

3、。1.1.2投标人应提供由中国信息安全测评中心或国家电网公司信息安全测评机构出具的覆盖整个产品功能项的软件安全测评报告。1.1.3投标人提供的产品应满足国家电网公司企业标准Q/GDW 513配电自动化主站系统功能规范，并提供检测报告。1.1.4 投标系统应具有自主知识产权，并提供相关权利证明。1.1.5投标系统2年内应至少在国内地级市及以上有运行业绩，并提供近2年内系统运行业绩表，提供相应的最终用户使用情况证明或有关合同证明材料。1.2投标须知1.2.1本规范提出了配电自动化主站系统的系统结构、技术参数、功能、验收等方面的技术要求。1.2.2本规范提出的是最低限度的要求，并未对一切技术细节做出

4、规定，也未充分引述有关标准和规范的条文，卖方应提供符合本规范和工业标准的优质产品。1.2.3如果投标人没有以书面形式对本规范的条文提出差异，则意味着投标人提供的设备完全符合本规范的要求。如有与本规范要求不一致的地方，必须逐项在“投标人技术差异表”中列出。如果没有不一致的地方，必须在“投标人技术差异表”中写明为“无差异”。1.2.4本规范所使用的标准如遇与投标人所执行的标准不一致时按较高的标准执行。1.2.5本规范将作为订货合同的附件，与合同具有同等的法律效力。本规范未尽事宜，由合同签约双方在合同谈判时协商确定。1.2.6本规范中涉及有关商务方面的内容，如与招标文件的商务部分有矛盾时，以商务部分

5、为准。1.2.7本规范中通用部分各条款如与技术规范专用部分有冲突，以专用部分为准。1.3卖方职责卖方的工作范围将包括但不限于下列内容。1.3.1提供标书内所有设备及设计说明书及制造方面的说明。1.3.2提供设备安装、使用的说明书。1.3.3提供试验和检验的标准，包括试验报告和试验数据。1.3.4提供图纸，制造和质量保证过程的一览表以及标书规定的其他资料。1.3.5提供设备管理和运行所需有关资料。1.3.6如标准、规范与本规范的条文有明显的冲突，则卖方应在制造设备前，用书面形式将冲突和解决办法告知需方，并经需方确认后，才能进行设备制造。2技术规范要求2.1使用环境条件a） 环境温度：1030，变

6、化小于5，极限040；b） 相对湿度：40%70%；c） 接地电阻：交流工作地的接地电阻不大于4，安全保护地的接地电阻不应大于4，防雷保护地的接地电阻不应大于10；d） 电源供应：电压范围AC380/220+10% 或15%，频率范围501.0Hz；e） 安装方式:室内安装，需专设屏蔽、抗静电措施的室内环境；f） UPS电压：AC220V。2.2工作条件 无特别要求。2.3标准和规范配电自动化主站系统应遵照最新版本的电力行业标准（DL）、国家标准（GB）和IEC标准及国际单位制（SI），这是对系统主站的最低要求。表1为配电自动化主站系统设计遵循的主要标准。表1配电自动化主站系统遵循的主要标准标

7、 准 号标 准 名 称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 14285继电保护和安全自动装置技术规程GB 50174电子信息系统机房设计规范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 634远动设备及系统DL/T 721配电网自动化系统远方终端DL/T 790采用配电线载波的配电自动化DL/T 814配电自动化系统技术规范DL/T 860变电站通信网络和系统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Q/GDW 156城市电力网规划

8、设计导则Q/GDW 215电力系统数据标记语言-E语言规范Q/GDW 370城市配电网技术导则Q/GDW 382配电自动化技术导则Q/GDW 513配电自动化主站系统功能规范Q/GDW 514配电自动化终端/子站功能规范Q/GDW 567配电自动化系统验收技术规范Q/GDW 624电力系统图形描述规范Q/GDW 625配电自动化建设与改造标准化设计技术规定Q/GDW 680.1智能电网调度技术支持系统 第 1 部分：体系架构及总体要求Q/GDW 1738配电网规划设计技术导则IEC 60870远动设备及系统Telecontrol Equipment and SystemsIEC 61968电力

9、企业应用集成 配电管理的系统接口Application Integration at Electric Utilities System Interfaces forDistribution Management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国家电力监管委员会电监安全200634号电力二次系统安全防护总体方案2.4技术性能要求配电自动化主站系统构建在标准、通用的软硬件基础平台上，具备可靠性、可用性、扩展性和安全性。根据各地区（城市）的配电网规模、重要性要求、配电自动化应用基础等情况，合理选择和配置软硬件。2.4.1系统总体要求2.4.1.1标准性系统对标准性的要求，主要包括

10、但不限于：a）符合智能电网调度控制系统技术体系要求；b）采用开放式体系结构，提供开放式环境，支持多种硬件平台，能在UNIX、LINUX等主流操作系统环境下稳定运行；c）系统图形、模型及对外接口规范等应遵循IEC 61970和IEC 61968等相关标准。2.4.1.2可靠性系统对可靠性的要求，主要包括但不限于：a）系统选用的软硬件产品经过行业认证机构检测，具有可靠的质量保证；b）系统关键设备进行冗余配置，单点故障不引起系统功能丧失和数据丢失；c）系统能隔离故障节点，故障切除不影响其它节点的正常运行，故障恢复过程快速。2.4.1.3可用性系统对可用性的要求，主要包括但不限于：a）系统中的硬件、软

11、件和数据信息便于维护，有完整的检测、维护工具和诊断软件；b）各功能模块灵活配置，模块的增加和修改不影响其它模块正常运行；c）人机界面友好，交互手段丰富。2.4.1.4安全性系统对安全性的要求，主要包括但不限于：a）系统满足电力二次系统安全防护有关规定，遥控功能采取安全加密认证措施；b）系统具有完善的权限管理机制，保证信息安全；c）系统具备数据备份及恢复机制，保证数据安全。2.4.1.5扩展性系统对扩展性的要求，主要包括但不限于：a）系统容量可扩充，能够在线增加配电终端等；b）系统节点可扩充，能够在线增加服务器和工作站等；c）系统功能可扩充，能够在线增加新的软件功能模块。2.4.1.2先进性系统

12、对先进性的要求，主要包括但不限于：a）系统硬件选用符合行业应用方向的主流产品，满足配电网发展需要；b）系统支撑和应用软件符合行业应用方向，满足配网应用功能发展需求；c）系统构架和设计思路具有前瞻性，满足配电网技术发展的需求。2.4.2配电自动化主站系统配置主站的关键设备采用双机、双网冗余配置，满足可靠性和系统性能指标要求，具备安全、可靠的供电电源保障。服务器采用UNIX或LINUX操作系统，满足相关技术标准和规范要求。根据城市定位、供电可靠性需求、配电网规模、接入容量等条件合理配置主站功能。2.4.2.1系统硬件配置配电自动化主站系统硬件包括：数据库服务器、SCADA服务器、前置服务器、无线公

13、网前置服务器、接口服务器、配网应用服务器、磁盘阵列、WEB发布服务器以及调度工作站、维护工作站、二次安全防护设备、网络设备、同步时钟及相关外设等。中小型主站系统核心硬件，如数据库服务器、SCADA服务器、前置服务器、无线公网前置服务器、接口服务器、配网应用服务器、WEB服务器、磁盘阵列、核心交换机等设备必须在中华人民共和国境内制造。2.4.2.2系统软件配置配电自动化主站系统具备的基本功能包括：配网SCADA、模型/图形管理、馈线自动化、拓扑分析应用（拓扑着色、负荷转供、停电分析等）、与调度自动化系统、GIS、PMS等系统交互应用。配电自动化主站系统具备的扩展功能包括：自动成图、操作票、状态估

14、计、潮流计算、解合环分析、负荷预测、网络重构、安全运行分析、自愈控制、分布式电源接入与控制、经济优化运行等配电网分析应用以及仿真培训功能。2.4.2.3系统主站信息安全配电自动化主站系统信息安全应满足以下规则：a）在信息安全、区之间安装硬件防火墙实施访问控制；b）在生产控制大区与管理信息大区之间部署正、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；c）在信息安全、区之间安装硬件防火墙实施安全隔离；d）配电自动化主站系统下发的遥控命令带有基于调度证书的数字签名。2.4.3配电自动化主站系统基本功能配电自动化主站系统功能主要由支撑平台软件和配电网应用软件组成。其中，支撑平台包括系统

15、数据总线和平台基本服务，配电网应用软件包括配电SCADA等基本功能以及网络分析应用等扩展功能，支持通过信息交换总线实现与其他相关系统的信息交互。基本功能是指系统建设时均应配置的功能，扩展功能是指系统建设时根据自身配网实际和运行管理需要进行选用的功能。2.4.3.1支撑软件支撑软件提供一个统一、标准、容错、高可用率的用户开发环境，主要包括但不限于：a）关系数据库软件，存储电网静态模型及相关设备参数；b）数据总线由消息总线和服务总线组成，能够在各种主流操作系统环境下运行。消息总线提供进程间（计算机间和内部）的信息高速传输；服务总线采用面向服务架构(SOA)，提供服务封装、注册、管理等功能。2.4.

16、3.2数据库管理数据库管理具体要求包括但不限于：a）数据库维护工具，具有完善的交互式环境的数据库录入、维护、检索工具和良好的用户界面，具备数据库删除、清零、拷贝、备份、恢复、扩容等操作以及完备的数据修改日志；b）数据库同步，具备全网数据同步功能，任一元件参数在整个系统中只输入一次，全网数据保持一致，数据和备份数据保持一致；c）多数据集，建立多种数据集，用于各种场景如培训、测试、计算等；d）离线文件保存，支持将在线数据库保存为离线的文件和将离线的文件转化为在线数据库的功能；e）带时标的实时数据处理，在全系统能够统一对时及规约支持的前提下，利用数采装置的时标而非主站时标来标识每一个变化的遥测和遥信

17、，更加准确地反映现场的实际变化；f）具备可恢复性，主站系统故障消失后，数据库能够迅速恢复到故障前的状态。2.4.3.3数据备份与恢复系统对其中的数据提供安全的备份和恢复机制，保证数据的完整性和可恢复性。具体要求包括但不限于：a）全数据备份，能够将数据库中所有信息备份；b）模型数据备份，能够单独指定所需的模型数据进行备份；c）历史数据备份，能够指定时间段对历史采样数据进行备份；d）定时自动备份，能够设定自动备份周期，对数据库进行自动备份；e）全库恢复，能够依据全数据库备份文件进行全库恢复；f）模型数据恢复，能够依据模型数据备份文件进行模型数据恢复；g）历史数据恢复，能够依据历史数据备份文件进行历

18、史数据恢复；h）数据导出功能，为离线数据分析提供数据导出。2.4.3.4多态多应用管理多态多应用管理机制保证了配网模型和应用功能对多场景的应用需求。具体要求包括但不限于：a）系统具备实时态、研究态、未来态等应用场景，各态独立配置模型，互不影响；b）各态下灵活配置相关应用，同一种应用可以在不同态下独立运行；c）多态之间能够相互切换。2.4.3.5权限管理权限管理能根据不同的工作职能和工作性质赋予人员不同的权限和权限有效期，具体要求包括但不限于：a）层次权限管理，系统的权限定义采用层次管理的方式，具有角色、用户和组三种基本权限主体；b）权限绑定，权限配置与工作站节点相关，不同工作站节点能够赋予不同

19、的权限；c）权限配置，权限配置与岗位职责相关，不同岗位用户能够赋予不同的操作权限。2.4.3.6告警服务告警服务作为一种公共服务为各应用提供告警支持，具体要求包括但不限于：a）告警动作，告警服务具备多种告警动作，包括语音报警、音响报警、推画面报警、打印报警、中文短消息报警、需人工确认报警、上告警窗、登录告警库等；b）告警分流，根据责任区及权限对报警信息进行分类、分流；c）告警定义，根据调度员责任及工作权限范围设置事项及告警内容，告警限值及告警死区均可设置和修改；d）画面调用，通过告警窗中的提示信息调用相应画面；e）告警信息存储、打印，告警信息可长期保存并按指定条件查询、打印。2.4.3.7报表

20、管理报表管理为各应用提供制作各种统计报表，具体要求包括但不限于：a）数据来源包括数据采集与运行监控及其他各种应用数据；b）具备报表属性设置、报表参数设置、报表生成、报表发布、报表打印、报表修改、报表浏览等功能；c）针对报表数据进行多种常用数学运算；d）按日、月、年等生成各种类型报表；e）具备定时统计生成报表功能。2.4.3.8人机界面配电网监控功能提供丰富、友好的人机界面，供配电网运行人员对配电线路进行监视和控制，具体要求包括但不限于：a）界面操作，提供方便、直观和快速的操作方法和方便多样的调图方式，满足菜单驱动、操作简单、屏幕显示信息准确等要求；b）图形显示，实时监视画面应支持厂站图、线路单

21、线图、区域联络图和自动化系统运行工况图等；c）交互操作画面，交互操作画面包括遥控、人工置位、报警确认、挂牌和临时跳接等各类操作执行画面等；d）数据设置、过滤、闭锁，根据需要设置、过滤、闭锁各种类型的数据；e）支持多屏显示、图形多窗口、无级缩放、漫游、拖拽、分层分级显示等；f）支持设备快速查询和定位；g）提供并支持国家标准一级字库汉字及矢量汉字；h）人机界面遵循CIM-E、CIM-G，支持相关授权单位远程调阅。2.4.3.9系统运行状态管理系统运行状态管理对配电自动化主站系统各服务器、工作站、应用软件及网络的运行状态进行管理和控制，具体要求包括但不限于：a）节点状态监视，动态监视服务器CPU负载

22、率、内存使用率、网络流量和硬盘剩余空间等信息；b）软硬件功能管理，对整个主站系统中硬件设备、软件功能的运行状态等进行管理；c）状态异常报警，对于硬件设备或软件功能运行异常的节点进行报警；d）在线、离线诊断测试工具，提供完整的在线和离线诊断测试手段，以维护系统的完整性和可用性，提高系统运行效率；e）提供冗余管理、应用管理、网络管理等功能。2.4.3.10WEB发布WEB发布功能主要包括但不限于：a）网上发布，支持配电网实时运行状态、历史数据、统计分析结果、故障分析结果等信息发布功能。b）报表浏览，在WEB服务器提供各种报表，供相关人员进行浏览；c）权限限制，在WEB服务器进行严格的权限限制，限制

23、不同人员的浏览范围，从而保证数据的安全性。2.4.3.11数据采集具体要求包括但不限于：a）满足配电网实时监控的需要；b）实现以下各类数据的采集和交换：1）电力系统运行的实时量测，如一次设备（馈线段、母线、开关等）的有功、无功、电流、电压值等模拟量；开关位置、隔离刀闸、接地刀闸位置以及远方控制投退信号等其他各种开关量和多状态的数字量；2）过流保护等二次设备数据；3）电网一次设备、二次设备状态信息数据；4）受控制数据，包括受控设备的量测值、状态信号和闭锁信号等；5） 各类RTU/FTU/DTU/TTU及子站上传的数据；6） 卫星时钟、周波、直流电源、UPS或其它计算机系统传送来的数据及人工设定的

24、数据。c） 广域分布式数据采集，支持数据采集应用分布在广域范围内的不同位置，通过统筹协调工作共同完成多区域一体化的数据采集任务并在全系统共享；d）大数据量采集，满足大数据量采集的实时响应需要，支持数据采集负载均衡处理；e）支持DL/T 634远动设备及系统标准（IEC 60870）的104、101通信规约或符合DL/T 860变电站通信网络和系统标准（IEC 61850）的协议；f）支持多种通信方式（如光纤、载波、无线等）的信息接入和转发功能；g）具备错误检测功能，能对接收的数据进行错误条件检查并进行相应处理；h）利用公网通信实现的数据采集符合国家电力监管委员会电力二次系统安全防护规定。2.4

25、.3.12数据处理数据处理具备模拟量处理、状态量处理、非实测数据处理、数据质量码、平衡率计算、计算及统计等功能。a）模拟量处理处理一次设备（馈线段、母线、开关等）的有功、无功、电流、电压值等模拟量。对模拟量的处理实现以下功能：1）提供数据有效性检查和数据过滤；2）提供零漂处理功能，且模拟量的零漂参数可以设置；3）提供限值检查功能，并支持不同时段使用不同限值；4）提供数据变化率的限值检查功能，当模拟量在指定时间段内的变化超过指定阀值时，给出告警；5）支持人工输入数据；6）自动设置数据质量标签；7）按用户要求定义并统计某些量的实时最大值、最小值和平均值，以及发生的时间；8）支持量测数据变化采样；9

26、）进行工程单位转换。b）状态量处理处理包括开关位置、隔离刀闸、接地刀闸位置、保护状态以及远方控制投退信号等其他各种信号量在内的状态量。状态量的处理完成以下功能：1）状态量用1位二进制数表示，1表示合闸（动作/投入），0表示分闸（复归/退出）；2）支持双位遥信处理，对非法状态做可疑标识；3）支持误遥信处理，对抖动遥信的状态做可疑标识；4）支持检修状态处理，对状态为检修的遥信变化不做报警；5）支持人工设定状态量；6）所有人工设置的状态量能自动列表显示，并能调出相应接线图；7）支持保护信号的动作计时处理，当保护动作后一段时间内未复归，则报超时告警；8）支持保护信号的动作计次处理，当一段时间内保护动作

27、次数超过限值，则报超次告警。c）非实测数据处理非实测数据可由人工输入也可由计算得到，以质量码标注，并与实测数据具备相同的数据处理功能。d）数据质量码对所有模拟量和状态量配置数据质量码，以反映数据的质量状况。图形界面能根据数据质量码以相应的颜色显示数据。计算量的数据质量码由相关计算元素的质量码获得。数据质量码至少包括以下类别：1）未初始化数据；2）不合理数据；3）计算数据；4）实测数据；5）采集中断数据；6）人工数据；7）坏数据；8）可疑数据；9）采集闭锁数据；10）控制闭锁数据；11）替代数据；12）不刷新数据；13）越限数据。e）统计计算功能支持统计计算，根据调度运行的需要，对各类数据进行统

28、计，提供统计结果，主要的统计功能应包括：1）数值统计：包括最大值、最小值、平均值、总加值、三相不平衡率，统计时段包括年、月、日、时等；2）极值统计：包括极大值、极小值，统计时段包括年、月、日、时等；3）次数统计：包括开关变位次数、保护动作次数、遥控次数、馈线故障处理启动次数等；4）合格率统计：对电压等用户指定的量进行越限时间、合格率统计，合格率分时段统计；5）负载率统计：实现对任意时间段内线路、配变负载率统计分析；6） 系统运行指标统计：包括遥控使用率、遥控成功率、遥信动作正确率、配电终端月平均在线率等。2.4.3.13数据记录数据记录提供事件顺序记录、周期采样、变化存储功能。a）事件顺序记录

29、（SOE）1）以毫秒级精度记录所有电网开关设备、继电保护信号的状态、动作顺序及动作时间，形成动作顺序表；2）SOE记录包括记录时间、动作时间、区域名、事件内容和设备名；3）根据事件类型、线路、设备类型、动作时间等条件对SOE记录分类检索、显示和打印输出；b）周期采样1）对系统内所有实测数据和非实测数据进行周期采样；2）支持批量定义采样点及人工选择定义采样点；3）采样周期可选择。c）数据存储1）对系统内所有实测数据和非实测数据进行存储；2）支持批量定义存储点及人工选择定义存储点。2.4.3.14操作与控制操作和控制应能实现人工置数、标识牌操作、闭锁和解锁操作、远方控制与调节功能，有相应的权限控制

30、。a）人工置数1）人工置数的数据类型包括状态量、模拟量、计算量；2）人工置数的数据进行有效性检查。b）标识牌操作1）提供自定义标识牌功能，常用的标识牌应包括： 锁住禁止对具有该标识牌的设备进行操作； 保持分闸/保持合闸禁止对具有该标识牌的设备进行合闸/分闸操作； 警告某些警告信息应提供给调度员，提醒调度员在对具有该标识牌的设备执行控制操作时能够注意某些特殊的问题； 接地对于不具备接地刀闸的点挂接地线时，在该点设置“接地”标识牌，系统在进行操作时将检查该标识牌； 检修处于“检修”标志下的设备，进行试验操作，但不向调度员工作站报警。2）通过人机界面对一个对象设置标识牌或清除标识牌，在执行远方控制操

31、作前应先检查对象的标识牌；3）单个设备能设置多个标识牌；4）所有的标识牌操作进行存档记录，包括时间、厂站、线路、设备名、标识牌类型、操作员身份和注释等内容。c）闭锁和解锁操作1）提供闭锁功能用于禁止对所选对象进行特定的处理，包括闭锁数据采集、告警处理和远方操作等；2）闭锁功能和解锁功能应成对提供；3）所有的闭锁和解锁操作进行存档记录。d）远方控制与调节1）控制与调节类型；控制与调节类型应包括： 开关的分合； 投/切远方控制装置（就地或远方模式）； 成组控制：预定义控制序列，实际控制时按预定义顺序执行或由调度员逐步执行，控制过程中每一步的校验、控制流程、操作记录等与单点控制采用同样的处理方式。2

32、）控制种类； 单设备控制：常规的控制方式，针对单个设备进行控制； 序列控制：提供界面供操作员预先定义控制条件及控制对象，将一些典型的序列控制存储在数据库中供操作员快速执行；3）操作方式； 支持单席操作/双席操作； 支持普通操作/快捷操作。4）控制流程；对开关设备实施控制操作一般按三步进行：选点返校执行，只有当返校正确时，才能进行“执行”操作。5）选点自动撤销条件；在进行选点操作时，当遇到如下情况之一时，选点自动撤销： 控制对象设置禁止操作标识牌； 校验结果不正确； 当另一个控制台正在对这个设备进行控制操作时； 选点后有效期内未有相应操作。6）控制信息传递；对属于其他系统（如调度自动化系统）控制

33、范围内的设备控制操作，本系统通过信息交互接口将控制请求向其提交。7）安全措施； 操作必须从具有控制权限的工作站上才能进行； 操作员必须有相应的操作权限； 双席操作校验时，监护员需确认； 操作时每一步应有提示，每一步的结果有相应的响应； 操作时对通道的运行状况进行监视； 提供详细的存档信息，所有操作都记录在历史库，包括操作人员姓名、操作对象、操作内容、操作时间、操作结果等，供调阅和打印。e）防误闭锁提供多种类型的远方控制自动防误闭锁功能，包括基于预定义规则的常规防误闭锁和基于拓扑分析的防误闭锁功能。1）常规防误闭锁； 支持在数据库中针对每个控制对象预定义遥控操作时的闭锁条件，如相关状态量的状态、

34、相关模拟量的量测值等，并支持多种闭锁条件的组合； 实际操作时，按预定义的闭锁条件进行防误校验，校验不通过应禁止操作并提示出错原因。2）拓扑防误闭锁； 不依赖于人工定义，通过网络拓扑分析设备运行状态，约束调度员安全操作； 具备开关操作的防误闭锁功能：具备合环提示、挂牌提示、负荷失电提示、带接地合开关提示等； 具备接地刀闸操作的防误闭锁功能：具备带电合接地刀闸提示、带刀闸合接地刀闸提示等； 具有挂牌闭锁功能。2.4.3.15系统时钟和对时a）系统主站以支持多种时钟源进行对时；b）对接收的时钟信号的正确性应具有安全保护措施，保证对时安全，并人工设置系统时间；c）主站对终端设备进行对时，并能对终端对时

35、应答情况进行统计分析；d）支持SNTP等方式对时。2.4.3.16打印系统具备各种信息打印功能，包括定时和召唤打印各种实时和历史报表、批量打印报表、各类电网图形及统计信息打印等功能。2.4.3.17网络建模a）支持图模库一体化建模根据站所图、单线图等构成配电网络的图形和相应的模型数据，自动生成全网的静态网络拓扑模型，具体要求包括但不限于：1）遵循IEC61968和IEC61970建模标准，并进行合理扩充，形成配电自动化网络模型描述；2）支持实时态、研究态和未来态模型统一建模和共享；3）具备网络拓扑建模校验功能，对拓扑错误能够以图形化的方式提示用户进行拓扑修正；4）提供网络拓扑管理工具，用户可以

36、更加直观地管理和维护网络模型；5）支持用户自定义设备图元和间隔模板，支持各类图元带模型属性的拷贝，提高建模效率。b）支持外部系统信息导入建模从电网GIS平台导入中压配网模型，以及从调度自动化系统导入上级电网模型，并实现主配网的模型拼接，具体要求包括但不限于：1）模型图形导入格式应遵循IEC 61970和IEC 61968相关标准，数据接口规范应支持CIM-E/CIM-G、CIM/SVG数据格式；2）支持站所图、线路单线图、系统联络图等图形的导入；3）支持图模数据的校验、形成错误报告；4）支持上级电网模型与配网模型的拼接，以及配电网多区域之间的模型拼接功能；5）图模导入以馈线/站所为单位进行导入

37、；6） 模型导入支持在线修改和离线修改两种方式；模型的离线修改支持模型校验功能，修改过的模型通过验证后提交给运行系统；模型的离线修改支持模型回退功能。c）支持全网模型拼接与抽取1）支持主、配网模型拼接，主配网以中压母线出线开关为边界；2） 支持按区域、厂站、馈线和电压等级模型抽取及查询修改。2.4.3.18模型校验模型校验根据电网模型信息及设备连接关系对图模数据进行静态分析，具体要求包括但不限于：a）支持按照馈线、变电站方式范围的模型校验；b）单条馈线拓扑校验，支持孤立设备、电压等级以及设备参数完整性等方面的校验；c）区域电网拓扑校验，支持区域配电网拓扑电气岛分析、变电站静态供电区域分析、变电

38、站间静态馈线联络分析、联络统计等方面的检验功能；d）校验结果支持文字提示，并能在图形进行错误定位。2.4.3.19支持设备异动管理能满足对配电网动态变化管理的需要，反映配电网模型的动态变化过程，提供配电网各态模型的转换、比较、同步和维护功能。具体要求包括但不限于：a）多态模型的切换，实时监控操作对应实时态模型，分析研究操作对应研究态模型，设备投退役、计划检修、网架改造对应未来态模型，各态之间以切换，以满足对现实和未来模型的应用研究需要；b）支持各态模型之间的转换、比较、同步和维护等；c）支持多态模型的分区维护统一管理；d）支持设备投运、未运行、退役设备异动操作，未来图形到现实图形转换及流程确认

39、机制，能够与电网GIS平台的异动流程耦合建立一体化的设备异动管理流程。2.4.3.20馈线自动化当配电线路发生故障时，根据故障信息进行故障定位、隔离和非故障区域的恢复供电。具体功能要求如下：a）故障定位、隔离及非故障区域的恢复1）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；2）能够根据故障信号快速自动定位故障区段，并调出相应图形以醒目方式显示（如特殊的颜色或闪烁）；3）根据故障定位结果确定隔离方案，故障隔离方案能够自动执行或者经调度员确认执行；4）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；5） 事故处理结束后，能给出

40、恢复到事故发生前该馈线运行方式的操作策略；6） 支持含分布式电源的故障处理；7） 支持并发处理多个故障；8） 支持信息不健全情况下的容错故障处理。b）故障处理安全约束1）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、主变等设备过负荷；2）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；3）故障处理过程中具备必要的安全闭锁措施（如通信故障闭锁、设备状态异常闭锁等），保证故障处理过程不受其他操作干扰；4）主站馈线自动化功能支持人工预设、调整、优化处理方案等辅助功能。c）故障处理控制方式1）对于不具备遥控条件的设备，系统通过分析采集遥测、遥信数据，判定故障区段，并给出

41、故障隔离和非故障区域的恢复方案，通过人工介入的方式进行故障处理，达到提高处理故障速度的目的；2）对于具备遥测、遥信、遥控条件的设备，系统在判定出故障区间后，调度员可以选择远方遥控设备的方式进行故障隔离和非故障区域的恢复，或采用系统自动闭环处理的方式进行控制处理；3） 支持以馈线为单位的馈线自动化投退管理功能。d）集中型与就地型故障处理功能的配合1）依据就地型故障处理投退信号，对主站的集中型馈线故障处理功能进行正确闭锁；2）就地型故障处理的运行工况异常时，在主站端与终端通信正常的情况下，主站集中型馈线故障处理能够自动接管相应区域的线路故障处理。e）故障处理信息查询1）故障处理的全部过程信息保存在

42、历史数据库中，以备故障分析时使用；2）按故障发生时间、发生区域、受影响客户等方式对故障信息进行检索和统计。2.4.3.21网络拓扑分析根据电网连接关系和设备的运行状态进行动态分析，分析结果可以应用于配电监控、安全约束等，具体要求包括但不限于：a）适用于任何形式的配电网络接线方式；b）电气岛分析，分析电网设备的带电状态，按设备的拓扑连接关系和带电状态划分电气岛；c）电源点分析，分析电网设备的供电路径及供电电源；d）支持人工设置的运行状态；e）支持设备挂牌、临时跳接等操作对网络拓扑的影响；f）支持实时态、研究态、未来态网络模型的拓扑分析。2.4.3.22拓扑着色拓扑着色根据配网开关的实时状态，确定

43、系统中各种电气设备的带电状态，分析供电源点和各点供电路径，并将结果在人机界面上用不同的颜色表示出来。具体要求包括但不限于：a）电网运行状态着色依据电网拓扑分析的结果，应用不同颜色表示电网元件的运行状态（带电、停电、接地等）；b）供电范围及供电路径着色依据电网拓扑分析的结果，显示配电线路的供电范围及供电路径；c）动态电源着色依据电网拓扑分析的结果，动态显示不同电源点的供电区域；d）负荷转供着色依据负荷转供分析结果，显示负荷转供的所有路径；e）故障区域着色依据故障分析结果，对故障区域进行着色显示；f）变电站供电范围着色依据电网拓扑分析的结果，显示不同变电站的供电范围。2.4.3.23负荷转供负荷转

44、供根据目标设备分析其影响负荷，并将受影响负荷安全转至新电源点，提出包括转供路径、转供容量在内的负荷转供操作方案。具体要求包括但不限于：a）负荷信息统计1）目标设备设置，包括检修设备、越限设备或停电设备；2）负荷信息统计，分析目标设备影响到的负荷及负荷设备基本信息。b）转供策略分析1）转供路径搜索，采用拓扑分析的方法，搜索得到所有合理的负荷转供路径；2）转供容量分析，结合拓扑分析和潮流计算的结果，对转供负荷容量以及转供路径的可转供容量进行分析；3）转供客户分析：采用拓扑分析方法，对双电源供电客户转供结果进行分析。c）转供策略模拟1）支持模拟条件下的方案生成及展示；2）模拟运行方式设置；3）转供方

45、案报告；4）转供过程展示。d）转供策略执行依据转供策略分析的结果，采用自动或人工介入的方式对负荷进行转移，实现消除越陷、减少停电时间等目标。2.4.3.24停电分析停电分析支持故障停电及计划停电分析、临时停电，结合故障信号、未来态配电网络模型信息和计划检修信息，分析停电范围进行相关统计，形成停电客户信息并发布。具体要求包括但不限于： a）停电信息分类，依据停电来源对停电信息进行分类，包括：故障停电、计划停电、临时停电；b）停电范围分析，分析结果能够在图形上以醒目方式标识，并采用列表显示停电的区域；c）停电信息统计，依据停电范围分析的结果，统计停电区域的相关信息，如停电客户数、客户类型、区域信息、丢失负荷容量等；d）停电信息查询，按区域、厂站、线路、时间范围等条件对历史停电信息进行过滤和查询；e）停电信息发布等，将停电分析的结果通过系统信息交互接口向95598系统发送，内容包括停电客户信息，停电时间、停电原因等。2.4.4配电自动化主站系统扩展功能扩展功能完成对配电网运行状态的有效分析，实现配电网的优化运行。扩展功能选配时应注意：a）配网分析应用软件充分考虑配电网可观测性不强的实际情况，综合利用量测采