国家电力公司通信系统建设技术指导意见.doc

本文由【中文word文档库】 搜集整理。中文word文档库免费提供海量教学资料、行业资料、范文模板、应用文书、考试学习和社会经济等word文档 国家电力公司农网自动化及通信系统建设技术指导意见（试行）（讨论稿）国家电力公司农电工作部 发布二零零二年四月 / 75目 录关于印发国家电力公司农网自动化及通信系统建设技术指导意见(试行)的通知(农电200232号)前 言目 录i第一章 总则11.1目的11.2 主要引用标准11.3 术语21.4建设原则2第二章 调度自动化系统42.1设计原则42.2 功能52.2.1 SCADA功能52.2.2 调度运行管理功能72.2.3应用功能72.3 技术指标72.4 配置方案9第三章 配网自动化系统123.1设计原则123.2配网网架规划内容133.3系统结构133.3.1 结构一133.3.2 结构二143.3.3 结构三153.4系统功能163.4.1 配网主站功能163.5技术指标203.6 系统方案21第四章 变电站自动化系统274.1 设计原则274.1.1 可靠性274.1.2 规范性274.1.3 分层分布式274.1.4 独立性274.1.5 分散化274.1.6 开放性274.2 系统结构284.2.1 集中式284.2.2 分层分布式284.3 系统功能284.3.1 间隔层功能284.3.2 变电站层294.4 技术指标304.4.1 间隔层设备技术指标304.4.2 站级系统主要技术指标334.5 系统方案344.5.1 变电站改建、扩建344.5.2 新建农网变电站34第五章 集中抄表系统405.1 设计原则405.2集中抄表系统结构405.3 系统功能425.3.1 主站425.3.2 电能量远方终端435.3.3 集中器445.3.4 采集模块445.3.5 采集终端445.3.6通道445.4 抄表系统技术指标455.4.1 主站指标455.4.2 电能量远方终端指标455.4.3 其它指标455.4.4 设备安全性能及电磁兼容性要求：465.5 集中抄表系统方案465.5.1 综合集中抄表模式465.5.2 变电站自动化集成抄表模式475.5.3 配网自动化集成配变抄表模式485.5.4 低压用户抄表模式495.6 特殊载波抄表方式50第六章 通信系统6.1 设计原则6.2 系统功能6.2.1语音业务接入6.2.2数据业务接入自动化系统数据管理信息系统数据继电保护数据6.2.3视频业务6.3 主要通信方式6.3.1 光纤通信6.3.2 电力线载波通信6.3.3 一点多址微波通信6.3.4 无线扩频通信6.3.5 卫星通信6.3.6 音频电缆通信6.3.7 公众通信网6.3.8主要通信方式技术经济比较6.4 通信网建设模式6.4.1 模式一6.4.2 模式二6.4.3模式三6.4.4 模式四6.5系统主要性能指标6.5.1 光纤通信系统6.5.2 电力线载波通信系统6.5.3 一点多址数字微波通信系统6.5.4 无线扩频通信系统6.5.5 卫星通信系统6.5.6 通信系统防雷接地6.6 通信电源6.6.1 交流供电系统6.6.2 直流供电系统6.6.3 接地系统目 录i第一章 总则11.1 前言11.2 建设原则11.3引用标准2第二章 调度自动化系统42.1设计原则42.2 功能52.2.1 SCADA功能52.2.2 调度运行管理功能72.2.3 应用功能72.3 技术指标72.4 配置方案9第三章 配网自动化系统123.1设计原则123.2配网网架规划内容133.3系统结构133.3.1 结构一133.3.2 结构二143.3.3 结构三153.4系统功能163.4.1 配网主站功能16第四章 变电站自动化274.1 设计原则274.1.1 可靠性274.1.2 规范性274.1.3 分层分布式274.1.4 独立性274.1.5 分散化274.1.6 开放性274.2 系统结构284.2.1 集中式284.2.2 分层分布式284.3 系统功能284.3.1 间隔层功能284.3.2 变电站层294.4 技术指标304.4.1 间隔层设备技术指标304.4.2 站级系统主要技术指标334.5 系统方案344.5.1 变电站改建、扩建344.5.2 新建农网变电站34第五章 集中抄表系统395.1 设计原则395.2集中抄表系统结构395.3 系统功能415.3.1 主站415.3.2 电能量远方终端425.3.3 集中器435.3.4 采集模块435.3.5 采集终端435.3.6通道435.4 抄表系统技术指标445.4.1 主站指标445.4.2 电能量远方终端指标445.4.3 其它指标445.4.4 设备安全性能及电磁兼容性要求：455.5 集中抄表系统方案455.5.1 综合集中抄表模式455.5.2 变电站自动化集成抄表模式465.5.3 配网自动化集成配变抄表模式475.5.4 低压用户抄表模式48第六章 通信系统6.1 设计原则6.2 系统功能6.2.1语音业务接入6.2.2数据业务接入管理信息系统数据继电保护数据6.2.3视频业务6.3 主要通信方式6.3.1 光纤通信6.3.2 电力线载波通信6.3.3 一点多址微波通信6.3.4 无线扩频通信6.3.5 卫星通信6.3.6 音频电缆通信6.3.7 公众通信网6.3.8主要通信方式技术经济比较6.4 通信网建设模式6.4.1 模式一6.4.2 模式二6.4.3模式三6.4.4 模式四6.5系统主要性能指标6.5.1 光纤通信系统6.5.2 电力线载波通信系统6.5.3 一点多址数字微波通信系统6.5.4 无线扩频通信系统6.5.5 卫星通信系统6.5.6 通信系统防雷接地6.6 通信电源6.6.1 交流供电系统6.6.2 直流供电系统6.6.3 接地系统第一章 总则1.11目的为贯彻落实国家电力公司农村电网“十五”科技发展计划，规范、和指导国家电力公司农网自动化及通信系统的规划、设计和建设，促进农网自动化及通信系统的发展，特制定农网自动化及通信系统建设技术指导意见(试行)（以下简称“意见”）。本“意见”中所述自动化及通信系统，如不特别说明，即为调度自动化系统、配网自动化系统、变电站自动化系统、集中抄表系统和通信系统。1.2 主要引用标准DL/T 698-1999 低压电力用户集中抄表系统技术条件DL/T 743-2001 电能量远方终端DL/T 732-2000 电能表测量用光电采样器DL/T 645-1997 多功能电能表通信规约 DL/T 719-2000 电力系统电能累计量传输配套标准 870-5-102DL/T 555-1993 电力负荷控制系统数据传输规约DL 5002-91 地区电网调度自动化设计技术规程DL/T 635-1997 县级电网调度自动化系功能规范GB/T 15153-94 远动设备及系统工作条件环境条件和电源GB/T 13729-92 远动终端通用技术条件DL/T 451-91 循环式远动规约DL/T 630-97 交流采样远动终端技术条件DL/T 614-1997 多功能电能表GB 2887-89 计算机场地技术条件GB 50174-93 电子计算机机房设计规范GB 50174-93 电子计算机机房设计规范条文说明DL/T 789-2001 县级电网调度自动化系统实用化要求及验收1.3 术语数据采集与监测 SCADA（Supervisory Control And Data Acquisition）高级应用软件 PAS（Power Application System）地理信息系统 GIS（Geographic Information System）管理信息系统 MIS（Management Information System）配电自动化 DA（Distribution Automation）远动终端 RTU（Remote Terminal Unit）馈线监控终端 FTU（Feeder Terminal Unit）配电变压器监控终端 TTU（Transformer Terminal Unit）配电终端单元终端 DTU（Distribution Terminal Unit）网际协议 IP（Internet Protocol）IP语音 VoIP（Voice over IP）准同步数字体系 PDH（Plesiochronous Digital Hierarchy）同步数字体系 SDH（Synchronous Digital Hierarchy）异步传输模式 ATM（Asynchronous Transfer Mode）波分复用 WDM（Wavelength Division Multiplexing）全介质自承式光缆 ADSS（All Dielectric Self Support）光纤复合架空地线 OPGW（Optical Fiber Composite Overhead Ground Wire）脉冲编码调制 PCM（Pulse Code Modulation）1.4建设原则1.24.1自动化及通信系统是农村电网的重要组成部分。应本着实事求是、兼顾发展、统一规划、逐步建设、适当超前的原则，针对不同地区采用适应当地经济发展的建设模式。1.24.2自动化及通信系统应采用适合中国国情的先进且成熟的技术，力求经济实用，原则上立足于国产设备。其功能和方案应以电力系统的规模、结构以及对运行管理的要求为依据，力求与管理体制和职责范围相适应，与电力系统的发展规划相适应。1.24.3自动化及通信系统的建设分为新建和改造，应统一规划，分步实施，防止贪大求全，一般应满足未来五至八年的发展要求。新建自动化系统应考虑调度自动化系统、配网自动化系统、变电站自动化系统统的信息（数据）模型、信息（数据）流、控制流的统一设计。特别是调度自动化主站和配网自动化主站的统一平台和它们功能模块的集成；配网自动化子站与变电站自动化系统功能的设置与配合。改造时，应考虑与规划期限最终方案的衔接。1.24.4自动化及通信系统的建设应遵循相关国家标准、行业标准及相关文件的规定。1.24.5 自动化系统应提供与管理信息系统的接口。1.24.6自动化系统的计算机以微机为主，采用成熟的系统软件，。遵守相关的国家和行业标准。1.24.7自动化系统的通信有多种方式，可根据系统的要求，并结合自身的实际情况，选择适用的通信方式和通信速率。通信系统的功能、质量、协议应满足有关规定。应对通道的运行情况进行监视，重要的通信通道宜采用独立的双通道，并可手动或自动切换。1.24.8自动化及通信系统的建设和运行，离不开高素质的技术人员和科学的管理方式。应加强人员的培训，严格执行持证上岗，并制定相应的自动化及通信系统运行管理办法规程，并严格执行。1.24.9做好自动化及通信系统的规划、设计和审批工作，严格执行招投标制度。应选用符合相关产业标准，且经国家认可的检验机构检验合格的系统产品。且经国家认可的检验机构检验合格的系统产品。页：3参见相关检验机构名单1.24.10 在产品供应商的选择上应优先考虑通过ISO 9000系列质量保证体系认认证的企业。1.3 主要引用标准l DL/T 698-1999 低压电力用户集中抄表系统技术条件l DL/T 743-2001 电能量远方终端l DL/T 732-2000 电能表测量用光电采样器l DL/T 645-1997 多功能电能表通信规约 l DL/T 719-2000 电力系统电能累计量传输配套标准 870-5-102l DL/T 555-1993 电力负荷控制系统数据传输规约l DL 5002-91 地区电网调度自动化设计技术规程l DL/T 635-1997 县级电网调度自动化系功能规范l GB/T 15153-94 远动设备及系统工作条件环境条件和电源l GB/T 13729-92 远动终端通用技术条件l DL/T 451-91 循环式远动规约l DL/T 630-97 交流采样远动终端技术条件l DL/T 614-1997 多功能电能表l GB 2887-89 计算机场地技术条件l GB 50174-93 电子计算机机房设计规范l GB 50174-93 电子计算机机房设计规范条文说明l DL/T 789-2001 县级电网调度自动化系统实用化要求及验收1.4 编制说明第二章 调度自动化系统2.1设计原则调度自动化系统由主站、通道和远动终端（RTU）构成。进行调度自动化系统方案设计，应依据当地电网发展规划，从分析当地电力系统特点、运行需求和基础条件出发，对主站、通道和远动终端分别做出功能要求、技术规范、设备（硬/软件）方案和分步实施计划。对于计划同时建设配网自动化系统的县供电企业可考虑配调一体化的设计方案；对于计划在近几年内建设配网自动化系统的县供电企业应考虑调度自动化系统具备扩展配网自动化的能力。选择系统平台时应考虑所在地区已投运系统的平台使用情况，以满足系统间互联的需要，宜选用WINDOWS系列操作系统，或采用UNIX和WINDOWS的混合平台；应选择具有较高性能价格比的硬件设备，保证系统具有较高的安全性、可靠性、实用性、开放性、扩展性、容错性和灵活性。2.1.1 安全性调度实时系统与其它信息系统间的网络安全问题，应采取必要的网络安全措施，以提高系统的安全性；系统必须具有权限管理功能，在进行系统维护时不应影响系统的正常运行。2.1.2可靠性服务器、前置机和网络设备等关键部分宜采取备份冗余模式，故障时自动切换，保证系统的正常运行。2.1.3实用性自动化系统的功能设计、硬件设备、操作系统及数据库系统的选择，应坚持实用的原则；系统人机界面应突出操作简单、易用、易维护的原则。2.1.4开放性系统数据库应具备开放的、标准SQL语言访问接口，以方便与其他系统的互联和数据共享；2.1.5扩展性根据需要可不断扩充新功能，但不得影响系统原有功能，并可保证调度运行管理功能、应用功能等的分步实施，但不得影响系统原有功能。2.1.6容错性软、硬件设备应具有良好的容错能力。当设备故障或使用人员误操作时，均不应影响系统其他功能的正常使用。2.1.7灵活性在统一的基础平台上，系统的各个功能模块应可任意选配。2.2 功能调度自动化系统的功能主要有：系统控制与数据采集功能（SCADA）、调度运行管理功能及高级应用功能。其中SCADA为基本功能，调度运行管理功能和高级应用功能为选配功能。调度运行管理功能的选用应考虑管理的实际需要和使用人员的整体素质。高级应用功能的选用应考虑以下几点：电网调度自动化系统应通过实用化验收；有稳定可靠的站端设备、，完整准确的电网参数，满足高级应用功能的要求；具备能够熟练掌握和维护应用功能的专业人员。2.2.1 SCADA功能数据采集模拟量、数字量、脉冲量、状态量及非电量数据等的采集。数据传输完成与上级调度系统通信或信息转发、主站与站端设备通信以及与其它系统通信等。数据处理计算电网有功功率和无功功率总加、越限告警、功率因数计算、有功电能量总加，进行、负荷率统计、电压合格率统计、设备动作分类统计等。控制功能遥控断路器分合、遥控电容器组（电抗器）组投切、变压器有载调压分接头位置调整等。事故处理功能当断路器事故变位时，产生事故报警信息，自动推出报警画面，具有声光效果；报警信息应长期记录，可随时查询，。具备事故推画面、事故追忆功能。历史数据记录和统计记录遥测数据并可选择存储间隔，记录遥测越限、遥信变位事件、事件顺序记录（SOE）、记录遥控、遥调等操作；统计电压合格率、电网负荷率等数据。时钟统一功能调度自动化系统应具备统一系统时钟功能，应保证系统时间与基准时间的一致、主站系统内不同节点之间以及时钟的一致和主站系统与站端设备间时钟的一致。人机交互（1）画面显示与操作显示的画面类型主要包括：电网系统网络图、电网系统潮流图、厂站一次接线图、地理接线图、系统运行工况图、各类棒图、24小时曲线图（如负荷曲线、电压曲线等）及计划负荷曲线图，各类报表等。显示的数据类型主要包括：厂（站）实时数据、日最大值/最小值及必要的历史数据、各类事件记录（SOE和非SOE）等。进行的操作主要包括：发送遥控、遥调命令，各类替代操作、置入操作，查询历史数据等。（2）打印输出包括报表定时打印、召唤打印、异常及事故打印、操作记录打印、事件顺序记录（SOE）打印等。通道监视包括通道故障统计和报警、上下行双向通道和主备通道自动切换等功能。数据的WEB发布可通过标准浏览器浏览调度自动化系统的各类画面、报表等。与其它系统接口与上级调度系统接口，可采用传统方式或数据网络方式转发实现；。与配网自动化主站接口；。与MIS接口；。可保留与模拟盘系统的接口。2.2.2 调度运行管理功能主要包括以下功能：设备参数管理操作票管理工作票管理停电管理调度日志管理设备缺陷管理2.2.3应用功能主要包括以下功能：网络拓扑状态估计潮流计算系统负荷预报电压无功优化2.3 技术指标模拟量综合误差 1.5%遥测合格率 98%遥信年正确率 98%遥控、遥调操作年误动作率 0.01%遥控遥调月拒动率 2% 事件顺序记录分辨率（站间） 20ms传输通道传输速率 符合国家有关通信标准工作方式 半双工、双工误码率（信噪比不大于16dB时） 循环式110-4问答式110-5远动终端（RTU）传送方式 循环式或问答式通信规约 部颁规约等遥测、遥信、遥控、遥调容量 满足规划发展要求事件分辨率 10msA/D、D/A转换误差 0.5%系统响应时间遥信变位传送至主站 10s重要遥测量越定值变化送至主站 10sCDT传送方式下重要遥测量更新时间 5s遥控命令传送时间 5s遥调命令传送时间 5s有实时数据的画面整幅调出响应时间5s画面数据刷新周期 510s双机自动切换时间 60s系统可靠性计算机月平均运行率（双机）99.8%（单机）95%调度自动化系统月平均运行率90%主站计算机系统可用率 99.9%不间断电源（UPS）交流失电后维持供电 主站60min 子站20min接地、防雷要求为保证自动化系统的安全可靠运行，应按照规定采取必要的接地措施和防雷措施。主站的交流工作地接地电阻不宜大于4欧姆，安全保护地接地电阻不宜大于4欧姆，防雷保护地的接地电阻不宜大于10欧姆。在雷电较严重的地区，应对通道采取必要的防雷措施。系统服务器CPU平均负荷率，在电网正常状态下，任意30分钟内宜小于40%，电网事故状态下，10秒内计算机中央处理器平均负荷率宜小于60%。主站局域网的平均负荷率，电网正常状态下，任意30分钟内小于30%；电网事故状态下，主站局域网的平均负荷率小于60%。2.4 配置方案调度自动化主站应为多台计算机构成的分布式系统，软件应采用模块化设计，各软件模块既可分布在多台计算机上运行，也可将所有应用模块集中到一台或较少数量的计算机上运行。在硬件选型上，可选用普通微机、PC服务器或RISC服务器、图形工作站与微机的混合平台。主要有三种配置方案。2.4.1 方案一该方案为最小配置（如图2.1所示），前置机与数据库服务器合二为一，同时满足热备份的需求，可在数据容量较小的县供电企业中使用。在该方案中，SCADA工作站及打印机数量可根据需要扩充，也可根据需要选用网络打印机。此外，还可选配WEB服务器与其他系统相连。服务器兼前置机通信设备标准时钟上级调度服务器兼前置机Web服务器*(兼网关功能)SCADA工作站站端设备图2.1 调度自动化系统小型配置2.4.2 方案二该方案为中型配置（如图2.2所示），满足热备份的需求，可在数据量较大的县供电企业中使用。在该方案中，SCADA工作站及打印机数量可根据需要扩充，也可根据需要选用网络打印机，同时可根据需要扩充调度运行管理功能。主服务器SCADA工作站Web服务器备用服务器前置机通信设备前置机标准时钟上级调度站端设备网关MIS图2.2 调度自动化系统中型配置2.4.3 方案三该方案为大型配置（如图2.3所示），在实现SCADA功能的基础上，若需实现调度运行管理功能和高级应用功能等，可以选用该方案。在该方案中，SCADA工作站及打印机数量可根据需要扩充，也可根据需要选用网络打印机。MIS服务器SCADA工作站前置机通信设备前置机SCADA工作站维护工作站标准时钟网关调度管理 工作站应用功能 工作高级应用功能工作站站上级调度站端设备服务器WEB服务器图2.3 调度自动化系统完全配置第三章 配网自动化系统农网配网自动化系统是指对农网中低压配网进行监视、控制以及管理的自动化系统。配网自动化主站（简称配网主站）是整个配网自动化系统的监控、管理中心。配网自动化子站（简称配网子站）是小型配网自动化监控中心，完成故障隔离、数据转发等功能。配网自动化远方终端是用于中低压电网的各种远方监测、控制单元的总称。它包括配电开关监控终端FTU、配电变压器监测终端TTU、开闭所及用户监控终端DTU等。农网配网自动化系统是指对农网中低压配网进行监视、控制以及管理的自动化系统。配网自动化主站（简称配网主站）是整个配网自动化系统的监控、管理中心。配网自动化子站（简称配网子站）是小型配网自动化监控中心，完成故障隔离、数据转发等功能。配网自动化远方终端是用于中低压电网的各种远方监测、控制单元的总称。它包括配电开关监控终端FTU、配电变压器监测终端TTU、开闭所及用户监控终端DTU等。3.1设计原则3.1.1 配网自动化系统设计应在配电规划的基础上，根据当地的实际供电条件、供电水平、电网结构和用户性质，因地制宜地选择方案及其设备类型。3.1.2 重要用户多，负荷密度高，线路走廊资源十分紧张，用户对供电可靠性较为敏感的区域是首期实施自动化的区域。在实施前必须经过电网改造，使供电半径趋于合理，网架和设备得到加强，线路间的相互连接具备条件。3.1.3 负荷密度小，虽经改造，但网架结构薄弱，线路间不具备互连但具有发展潜力的区域，应按自动化目标规划，视条件分步实施。3.1.4 以辐射网络供电为主的区域，且未具备互联条件的区域，为提高供电可靠性，可按就地智能化目标来规划并组织实施。3.1.5 配网自动化系统的建设必须首先满足配网自动化基本功能，在条件具备时可以考虑扩展管理功能。3.1.6 配网自动化系统主站原则上应该考虑与调度自动化系统一体化设计。调度自动化系统尚未建设，不应先行建设配网自动化系统。新建调度自动化系统应综合考虑配网自动化需求。电网规模较大，基础条件成熟，可以统一规划、分别建设。3.1.6 7 配网自动化通信建设应该与调度自动化通信、集中抄表系统通信等结合起来，并考虑今后发展的裕量。3.1.7 8 主站系统设计原则应遵循各项国家和行业标准，具有安全性、可靠性、实用性、扩展性、开放性、容错性，满足电力系统实时性的要求，具有较高的性能价格比。3.2配网网架规划内容根据供电范围及半径确定需要互联的主干线和主支线。干线分段主要考虑负荷密度、负荷性质和线路长度。分段数的确定应考虑供电可靠性和投资效益，一般线路长度在5公里以内的宜分3段，线路更长时，分段不宜超过5段。根据分段数量和分段点的位置确定联络位置。3.3系统结构根据农村电网的特点和实际情况，有以下三种典型系统结构。3.3.1 结构一对于新建或改造的调度自动化系统，应当综合考虑配网自动化和集中抄表系统的功能需求。选择能够实现调度自动化、配网自动化、集中抄表的一体化主站系统（见图3.1）。图3.1 配网自动化与调度自动化、集中抄表一体化结构示意图3.3.2 结构二已经建立的调度自动化系统，在功能上已经满足地方经济3-5年发展的需要，而又不具备配网自动化系统功能的，可以单独建立一套配网自动化系统（见图3.2），两个独立系统之间通过网络实现数据共享。图3.2 配网自动化系统、调度自动化系统分立结构示意图3.3.3 结构三进行配网自动化试点或者配网线路监测数量比较少，可以建设一个配网子站来完成馈线自动化功能，并转发数据给调度自动化系统（见图3.3）。图3.3配网子站与调度自动化主站配合结构示意图3.4系统功能配网自动化系统的功能分为基本功能和选配功能。基本功能是配网自动化系统建设必须实现的功能，选配功能可以根据各地的实际情况和需求灵活配置。3.4.1 配网主站功能配网主站功能分为SCADA/DA功能和管理功能。 SCADA/DA功能功 能基本功能选配功能数据采集模拟量电压电流有功功率无功功率功率因数数字量电能量标准时钟接收状态量开关状态事故跳闸信号保护动作信号和异常信号终端设备状态信号开关储能信号通道状态信号数据传输与配网子站和远方终端通信与调度自动化系统通信与管理信息系统通信与其它系统通信数据处理有功功率总加无功功率总加有功电能量总加无功电能量总加越限告警计算功能数据的合理性检查和处理遥信变位处理控 制 功 能开关分合闸闭锁功能保护及重合闸远方投退保护定值远方设置事 件报 告事件顺序记录事故追忆人机交互画面显示与操作配网接线图变电站、开闭所、配电所、用户一次结线图系统实时数据显示实时负荷曲线图及预测负荷曲线图，选出最大值、最小值、平均值主要事件顺序显示事件报警：推图、语音、文字、打印配网自动化系统运行状况图发送遥控、校时、广播冻结电能命令等修改数据库的数据生成与修改图形报表实时地理接线图变电站供电范围分析与显示故障区域分析与显示配电变压器三相不平衡度监视报 表管 理与 打印报表编辑、生成定时打印召唤打印异常及事故打印操作记录存储、查询、打印系统维护主站维护数据库界面及图形维护系统自诊断远程 维护配网子站远程维护配网终端远程维护配网主站远程维护故 障 处 理故障定位、故障隔离、非故障区恢复供电小电流接地故障选线、定位 配电管理功能配网主站的配电管理功能，如下表所示。配电管理功能可以通过数据库加人机界面的方式实现，也可利用地理信息系统（GIS）为基础实现。在农网配网自动化系统中，考虑到商用GIS平台的费用较高、电子地图的来源和费用等问题，各地应根据实际情况在有条件的情况下实现GIS功能,或者在SCADA图形系统基础上扩展实现GIS的功能。功 能基本功能选配功能指标管理供电可靠率分析与管理线损分析与管理电压合格率分析与管理图形及数据维护支持商用数据库地理结线图自动生成电气单线图图形数据的录入、转换和编辑属性数据的录入、转换和编辑属性数据与图形数据的关联含有配网设备分布图及其属性数据的工程图的打印输出，可输出全图和局部图图形建模查询与统计设备图形双向查询功能（既可通过图形属性查询设备属性，又可通过设备属性定位其相应位置）区域查询与统计按设备类型查询与统计重要用户查询与统计web发布功能运行管理运行分析实时网络运行方式分析配电变压器负载率事故预演、重演停电 管理事故及检修停电范围分析、显示停电事项管理挂牌管理用户投诉电话受理用户定位自动录音（带时标）投诉处理自动应答工作票单管理操作票、工作票生成操作票、工作票、停电申请单显示、打印、存储网上传递、网上签名 设备管理设备维护及检修管理以地理图为背景分层显示配网电力设备、设施，并编辑、查询、统计相关技术资料及表格巡视管理缺陷管理检修与故障抢修管理预防性试验管理辅助设计用户业扩供电方案线路改造方案3.4.2 配网子站功能配网子站主要具备以下功能：（1）配网远方终端数据集中、规约转换、向主站转发。（2）接收主站控制命令，向终端中断设备（FTU、DTU、TTU）转发。（3）管理范围内的馈线故障自动诊断、隔离、恢复送电。（4）具有与变电站自动化系统的通信接口。3.4.3配网远方终端功能 符合DL/T 721-2000配网自动化系统远方终端的要求。3.5技术指标配网自动化系统的技术指标参考DL/T 635-1997县级电网调度自动化功能规范和DL/T 550-1994地区电网调度自动化功能规范，结合农网实际的特点和需求，必须达到以下指标要求，对于通信通道条件比较好的系统，系统实时性响应指标中有关数据传送时间和控制命令传送时间应在此基础上进一步提高。3.5.1系统技术指标l 遥测综合误差1.5%l 遥测合格率98%l 遥信正确率99%l 遥控误动率0.01%l 遥信变位传送到主站10sl 重要遥测量越定值变化传送至主站10sl 控制命令传送时间5sl 有实时数据画面整幅调出响应时间5sl 280画面数据刷新周期 3s2080画面数据刷新周期 20sl 双机切换时间 50sl 故障区段隔离1minl 非故障区段恢复供电2minl 系统年可用率99.9%l 主机CPU负载率：电网正常时任意30分钟内平均 30%电网事故时任意10秒内平均60%3.5.2 终端产品指标配网自动化终端产品主要技术指标应满足DL/T 721-2000的要求。3.5.3 电源指标UPS交流失电后维持主站系统供电 4h线路失电FTU内不间断电源供电时间8h线路失电后一次开关操作电源维持操作次数 2次3.5.4 环境要求主站设备环境要求应符合GB/T 15153-1994、GB 2887-1989、GB 50174-1993中的相关规定。终端设备环境要求应符合GB/T 13729-1992和D和DL/T 721-2000中的相关规定。3.6 系统方案3.6.1单设的配网自动化主站系统构成方案硬件选型服务器选用中高档PC服务器，有条件可以选用磁盘阵列以提高系统的可靠性；工作站选用高中档PC机；网络建议采用高速以太网；前置通讯系统采用基于网络的终端服务器。操作系统采用Windows操作系统，有条件的可采用Unix和Windows混合平台。数据库平台推荐采用SQL Server 2000。有条件的可采用ORACLEOracle、Sybase、DB2等大型商用数据库。网络通信协议推荐使用TCP/IP。最大化配置FTU、TTU、RTU、DTU前置机配网子站前置机标准时钟通信设备网关维护工作站备服务器主服务器配电网SCADA工作站FTU、TTU、DTURTU、DTUMIS网配电网管理工作站Web服务器 图3.4 大型配网自动化系统配置示意图紧凑型配置图前置机前置机维护工作站备服务器主服务器SCADA工作站配电子站标准时钟通信设备FTU、TTU、RTU、DTUFTU、TTU、RTU、DTU图3.5 紧凑型配网自动化系统配置示意图 最小配置数据库服务器配调工作站标准时钟前置机WEB 服务器通信设备FTU、TTU、RTU、DTU配网子站FTU、TTU、RTU、DTUFTU、TTU、FTU、TTU、RTU、DTU图3.6 最小配置配网自动化系统配置示意图362配调合一的自动化主站系统构成方案配调一体化主站系统方案维护工作站SCADA工作站配电网管理工作站主服务器Web服务器备服务器配网子站网关FTU、TTU、RTU、DTURTU、FTU、TTU、DTU通信设备RTU、FTU、TTU、DTUMIS网前置机标准时钟前置机上级调度图3.7 配调一体化系统方案配置示意图3.6.3馈线自动化系统方案农村电网架空线路和电缆线路通常有辐射状和环网状两种，实现故障自动隔离可以采取多种方法，取决于自动化装置的技术特点和整体方案。一般有就地控制和远方控制两种，就地控制以开关设备之间的整定值配合实现，能在不依赖主站和通信系统的条件下隔离故障；远方控制方式通过主站或子站对FTU上传信息的分析、判断、控制。就地控制方式1、环网就地控制双电源环网供电，两电源互为备用。从设备选择和故障判别方式来看，就地控制方式分为重合器方案和电压时间型分段器方案。重合器方案：采用具有开断与关合短路电流能力的重合器，通过重合器的时序配合来实现就地的故障隔离与恢复。电压-时间型分段器方案：采用电压-时间型分段器作为分段开关，通过分段器对故障状态下的电压变化、时序配合和变电站出线开关的动作来判断、隔离故障。2、辐射型电网就地控制采用变电站出线开关与重合器、分段器或者熔断器相互配合实现故障区段隔离和故障点上游区段恢复供电。远方控制方式主站系统/子站系统、通信系统、监控终端互相配合，利用终端设备监测故障信号和开关动作情况，按照电网拓扑结构分析判断出故障区段，并经过远方操作将故障区段隔离和恢复非故障区段的供电。3.6.4通信方案配网自动化系统中，数据通道是实现数据传输的关键。通道的选择应根据各地的具体情况因地制宜，混合使用，并考虑系统发展需要，选择性能价格比较优的方案组成通信网。主站到配网子站之间通信规约推荐采用DL/T8705101634-1997问答式传输规约规约或DNP 3.0规约（Distributed Network Protocol），配网主站/配网子站到终端设备之间通信规约推荐采用国家电力公司发输电运营部2001年12月颁发的配电网自动化终端通信协议（试行）。3.6.5开关设备开关设备应满足运行可靠、安装方便、免维护的要求；开关操作机构宜采用永磁操作机构或弹簧操作机构；开关设备根据需要配备一套测量CTTA或保护CTTA，如果对测量精度要求不高、主要用于故障检测的可采用保护CTTA；如果对测量精度有要求的，采用测量CTTA，并要求终端设备具备利用测量CTTA的饱和特性进行故障检测的功能。对于电缆线路中的开关设备：采用真空、SF6灭弧的户外或户内开关柜；满足DL404-1991户内交流高压开关柜定货技术条件的要求；具有电动分、合闸功能，留有遥控、遥信和遥测接口；进线侧开关柜应配有电压互感器，并为FTU控制器、电动操作机构提供电源对于架空线路中的开关设备：宜采用真空柱上开关设备；能与FTU（开关控制器）可靠连接；具有就地、远方操作功能，就地和远方操作相互闭锁；具有免维护、防爆和防凝露功能；能够提供多种整定曲线，确保保护配合的灵活性；应配有电压互感器，并为FTU控制器、电动操作机构提供操作电源。3.6.6配网自动化的远方终端远方终端应是一个独立的单元，可与开关装置一体化安装，也可与开关装置分体安装。安装位置应符合城市美化要求。远方终端的各项指标应符合DL/T 721-2000及配电网自动化系统远方终端及国家和行业有关规定，并经国家认可的检验机构检验合格。3.6.7开关操作与终端设备电源满足操作机构、终端设备和通信装置用电，其容量选择应按照用电容量的1.5倍选择。可靠、免维护、长寿命。自身应具有保护和防止反送电措施。电源从电网中取得的，终端设备应配置备用电源（UPS或蓄电池），以确保事故状况下通信用电。当备用电源放电到一定值时，应有预报警功能。第四章 变电站自动化系统4.1 设计原则变电站自动化系统应集变电站的继电保护、测量、监视、控制和通信于一个系统中，应能代替常规的继电保护、仪表、中央信号和控制装置。