上海电网10kV配电自动化技术原则(修订)200902.doc

上海电网10kV配电自动化技术原则 Q/SD J1155-2007Q/SD上海市电力公司企业标准Q/SD J1155-2007上海电网10kV配电自动化技术原则（第二次修订）（2009）2009-0203-15发布 2009-0204-015实施上海市电力公司 发 布目 录1.总论11.1现状11.2总体规划11.3编制目的11.4编制依据11.5适用范围21.6解释权21.7执行期21.8标准22.D-SCADA系统配置及功能要求52.1D-SCADA系统基本配置原则62.2D-SCADA系统的功能要求83.配电站自动化的模式区分及功能要求143.1配电站自动化模式及基本配置原则143.2分布式自动化监控装置143.3故障诊断自动化装置163.4配变/箱变/杆变负荷监测仪174.通信方式及规约的配置原则184.1通信方式配置原则185.信息量配置原则225.1信息配置的基本原则225.2信息量配置规范226.技术性能指标要求276.1主站性能指标276.2配电站自动化装置性能指标277.通用技术要求297.1D-SCADA系统运行技术条件297.2配电站自动化装置技术要求297.3其它技术条件318.新建及改造的实施原则328.1D-SCADA系统主站328.2K型站328.3P型站328.4W型站338.5杆变331. 总论1.1 现状根据上海电网若干技术原则的规定（2004年版）的有关规定，上海电网10kV配电站有K型（开关站）、P型（环网站）及W型（户外站）三种，同时还配置有杆变。由于配电网的规划有所不同，这些类型的配电站的一次设备（包括管线类型）及继电保护的配置各不相同，因此在自动化的配置及应用方面也应有所不同。对于这些类型的配电信息的采集也应有统一的规范。1.2 总体规划从上海电网的总体规划考虑，配电网自动化信息的采集对于电网调度的负荷监视及控制非常重要，因此应进行各种类型配电站的信息采集，并应相应配置配电SCADA系统（以下简称D-SCADA）。现有的配电自动化信息应首先考虑接入各供电分公司的D-SCADA系统（包括经有关部门的经济技术评估，并认为可用的现有的配电自动化系统），同时要求D-SCADA系统必须通过实时数据平台与输配电生产管理系统具有数据接口。1.3 编制目的随着上海电网的不断发展，10kV配电站的建设不断扩大。为及时诊断故障快速隔离及缩短抢修时间提供保障，因此开发和发展各种类型配电站的自动化应用是非常重要的。同时为使配电站自动化技术在上海电网的建设中得到规范、合理的推广与使用，有必要在目前10KV配电站的一、二次设备配置的基础上，以现有10KV基本配置保护、配变/杆变负荷监测仪为基础，充分利用现有装置在信息采集输出上的优势及电力电缆屏蔽层载波通信及其他通信技术的成熟，寻求一种技术先进、高效、灵活且经济实用的方式，以实现10KV配电站的信息采集并监控，从而改变目前配电站信息盲区的现状；并以此为依托，深入解决其它各类配电网数据的采集传输问题，使配电网数据成为各供电分公司生产管理系统的主要支撑数据平台。为此特制定有关的技术配置原则和必要的运行管理规定。1.4 编制依据本技术原则主要针对上海电网配电自动化应用。本技术原则从上海电网调度生产和变电站运行的实际需要出发，依据国家电力公司和上海市电力公司的一系列技术原则和规程编写制定。参照的文件主要包括： 上海市电力系统调度规程 上海电网若干技术原则的规定（2004年版） 上海市电网调度自动化系统运行管理规程 上海市电力公司变电站遥控技术原则 上海电网“十一五”规划（自动化分册） 上海市电力公司配电网“十一五”计划及远景规划 电力系统调度自动化设计技术规程DL5003-91 地区电网调度自动化设计技术规程DL5002-91 地、区电网调度自动化系统实用化验收细则 35kV110kV无人值班变电站设计规程（送审稿）（国家电力公司） 上海电网110kV及35kV变电站自动化技术原则（试行稿）1.5 适用范围本技术原则主要适用于上海电网中所有新建、扩建和改造的10kV的配电网自动化。1.6 解释权本技术原则解释权属上海市电力公司。1.7 执行期本上海电网10kV配电站自动化技术原则（第二次修订）自2009年2月15日起执行。1.8 标准标准化组织制订的标准-ISO（国际标准化组织）-IEC（国际电工委员会）-ITU-T（国际电信联盟）-IEEE（电气和电子工程师协会）-GB（国家标准委员会）-DL（中华人民共和国电力行业标准）-CCITT（国际电报、电工咨询委员会）-CCITT EIA IEEE中文国际码1.8.1 引用标准DL5002-91地区电网调度自动化设计技术规程DL516-93电网调度自动化系统运行管理规程DL/T550-94地区电网调度自动化功能规范IEC870-1 远动设备及系统 总则 一般原理和指导性规范IEC870-2 远动设备及系统 工作条件 环境条件和电源IEC870-3 远动设备及系统 接口 （电气特性）IEC870-4 远动设备及系统 性能要求 IEC870-5 远动设备及系统 传输规约IEC870-5-101 远动设备及系统 传输规约 基本远动任务配套标准IEC870-5-103 远动设备及系统 传输规约 保护通信配套标准GB2887 计算机场地技术条件GB9813 微型数字电子计算机通用技术条件GB/T 13729-92 远动终端通用技术条件GB/T 13720 地区电网数据采集与监控系统通用技术条件DL 451 循环式远动规约DL/T 630-1997 交流采样远动终端技术条件DL/T 478-2001 静态继电保护及安全自动装置通用技术条件DL/T 790.322-2002/IEC 61334-3-22.2001 配电线载波信号传输要求中低相地和注入式屏蔽地结合设备DL/T 790.31-2001/IEC 61334-3-1.1998 配电线载波信号传输要求频带和输出电平DL/T 790.12-2001/IEC 61334-1-2.1997 配电线载波的配电自动化制订规范的导则注：GB为中华人民共和国国家标准DL为中华人民共和国电力行业标准1.8.2 上述标准若对同一内容定义了不同指标和要求，则按较高指标和要求执行。1.8.3 上述标准仅规定了最低要求，如有必要可超越这些标准，采用更好、更经济的设计和材料，使设备持续稳定的运行。2. D-SCADA系统配置及功能要求上海电网完整的10kV配电网监控系统结构图见附录1，由于D-SCADA主站系统与各类配电站/杆变所采用的通信方式的不同，考虑到二次安全防护对安全分区的划分，所以上海电网D-SCADA主站系统由两部分组成：实时监控子系统和准实时监测子系统。l 实时监控子系统实时监控针对10kV的 K型和纯电缆进线的P型、W型配电站，通过专用的通道（光纤、音频电缆、电缆屏蔽层载波等）接入安全一区网络（即调度网络），同时在一区构建实时监控子系统。这部分的数据采集和控制是全实时的，即数据采集和控制都是即时传送。控制部分目前只针对K型站。D-SCADA主站系统通过物理隔离装置连接位于三区的接口服务器，以满足安全性的要求。接口服务器完成对外数据接口，根据定义的接口标准实现对实时数据平台的数据传送。另外，原DA系统通过与D-SCADA系统的数据交换接入实时数据平台。l 准实时监测子系统准实时监测针对非纯电缆进线的10kV的 P型、W型和杆变，通过公共无线网络（如GPRS或CDMA）接入安全四区网络（即MIS网络），同时在四区构建准实时监测子系统，进行数据的采集汇总。该主站系统只负责数据采集不进行遥控，且数据采集是准实时的。采集系统通过接口服务器完成对外数据接口，根据定义的接口标准实现对实时数据平台的数据传送。D-SCADA系统应采用分布式的硬件和软件配置，整个系统应选用符合国际标准的、先进的、通用的计算机硬件，必须功能完善、性能稳定；系统在结构和功能上都要实现分布式。考虑到电力体制改革的深化，系统在改造时应考虑容量、结构和功能设计的可扩性。整个系统应能实现硬件配置随时扩充而不需要修改任何软件，增加新的软件模块应不影响整个系统运行的稳定性。系统软件支撑平台应采用系统工业/国际标准：服务器及工作站上采用POSIX/UNIX操作系统，微机上采用WINDOWS操作系统；网络模型遵循ISO-OSI七层网络参考模型、网络协议遵循TCP/IP；编程语言采用C+、Java、FORTRAN等高级语言。软件要实现真正的功能全分布，一项功能既可以在一台机器上实现，也可在多台机器上共同实现。数据库采用实时数据库和商用数据库相结合的方式，既满足电力系统的实时性，又有商用数据库的优越性。对数据库访问提供标准的API接口，而且这种访问可延伸至多LAN、WAN。应用层功能真正开放，用户可以不修改原系统的任何程序，增加所需要的功能，即使这些功能需要增加特殊的数据库表或属性域来支持。2.1 D-SCADA系统基本配置原则D-SCADA系统主要完成配电自动化信息的采集、处理与存储，并实现对配电网的控制。D-SCADA系统由前置采集系统、D-SCADA服务器、调度员工作站、工程师工作站、通信服务器、网络子系统及外设等构成。通信服务器通过网络交换机或路由器，完成与调度SCADA系统以及其它信息管理系统的接口与互联。D-SCADA系统的实时监控子系统和准实时监测子系统具体配置如下：2.1.1 实时监控子系统基本配置原则2.1.1.1 前置采集系统实时监控子系统前置采集系统应由二套互为备用的前置处理机（设立于安全区）组成。前置处理设备包括工作站、前置通信处理服务器、终端服务器或通信接口板、MODEM、GPS卫星时钟、故障切换板和带电源的标准工业机柜等。其中终端服务器或通信接口板用于连接串行通信的配电终端设备，网络交换机用于连接网络型的配电终端设备。实时监控子系统前置数据采集系统主要用于配电站/（杆变）信息的接收、处理、监视、控制命令发送等功能，并承担与配电管理系统等信息系统的转发、与GPS卫星时钟的对时，能自动统计通道误码率、故障时间，记录故障起止时间、运行状态等，并形成日志文件保存。2.1.1.2 实时监控子系统数据库服务器实时监控子系统服务器由二台互为备用的服务器组成，任何一台服务器的故障应不影响整个系统的运行。实时监控子系统服务器一方面负责处理完成各种D-SCACA功能，另一方面保存实时及历史数据库的数据。2.1.1.3 调度员工作站调度员工作站由二台工作站组成。能显示各种实时数据、历史曲线等，具有告警、事故追忆等功能，并可对远方终端设备发送遥控命令。2.1.1.4 工程师工作站工程师维护工作站由一台工作站组成，主要用于对系统图形、数据的生成及维护、系统网络的维护等。如：系统管理、网络管理、安全管理、通道管理，以及维护人员修改系统信息等各种参数。2.1.1.5 通信服务器通信服务器由一台服务器组成，主要完成将系统采集的自动化信息发送到相关的调度SCADA系统、配电生产管理系统以及其它信息管理系统，以实现与多个相关系统的接口与互联。2.1.1.6 网络子系统网络子系统由所需的智能交换机、HUB、网络安全隔离装置、终端服务器、网络附件（包括工具、连接件、网络线、光纤）等构成整个实时监控子系统所必需的设备组成。2.1.1.7 外设外设由实时监控子系统所必需的输出设备组成，如事故打印机、报表打印机等。2.1.2 准实时监测子系统基本配置原则2.1.2.1 前置采集系统准实时监测子系统配置一套无线接收前置处理机（设立于安全区），其中包括一台采集与通信应用服务器、一台终端服务器和一个8路机架式Modem池和一台短信接口装置。采集与通信应用服务器完成规约处理、短消息处理、拨号呼叫、为客户端提供实时事件报警、实时数据采集等功能。终端服务器和一个8路机架式Modem池，根据需要进行语音拨号呼叫唤醒连接。短信接口装置，通过下发短信方式修改负荷监测仪等设备的参数。2.1.2.2 准实时监测子系统数据库服务器准实时监测子系统配置一台数据库服务器（安装Oracle 9i数据库），完成基础数据和历史数据的存储，历史数据的统计，以及与综合数据平台的数据接口。服务器操作系统采用Windows 2003 Server。应用软件系统采用Client/Server结构，客户机可以自动从服务器上下载并更新为最新版本的客户端软件。2.1.2.3 调度员工作站由配电生产管理系统的调度员工作站兼做该子系统的调度员工作站。2.1.2.4 工程师工作站工程师维护工作站由一台工作站组成，主要用于对系统数据的生成及维护、系统网络的维护等。如：系统管理、网络管理、安全管理、通道管理，以及维护人员修改系统信息等各种参数。2.2 D-SCADA系统的功能要求2.2.1 数据采集功能2.2.1.1 实时监控子系统数据采集功能数据采集子系统与各配电站远方终端设备的通信实现对配电网实时运行信息采集，将处理后的实时数据提供给为应用服务的实时数据库，并按照应用所下达的指令实现对远方配电站的调控功能。数据采集子系统是系统数据源的关键，要求其具有高度的可靠性和强大的信息处理能力。数据采集子系统应能完成如下功能：A：应能采集远方终端设备的模拟量、数字量、电能量。B：传送数据要有差错检测功能。C：通道处理软件应具备对通信通道的监视、统计和报警功能。报文监视界面可以按报文类型设置颜色，并且具备对报文设置定时或按类型保存功能。D：应能支持变电站自动化系统网络方式的信息接入。E：可由用户设定周期或手动对系统全部实时信息进行采集刷新和保存。F：数据库可对数据采样点按用户选定的周期间隔进行数据存储。同时，用户对数据的访问应采取统一的接口，存储格式和数据库的结构对用户完全透明。G：应能实现对远方终端设备的遥控控制操作。H：应能实现与卫星时钟（GPS）的对时，以保证整个D-SCADA主站系统的时间精度。I：对于具有载波通信的系统，具备显示主从载波连接关系的界面（如直观的通道树型链路），方便用户对载波通信的查询和监视。2.2.1.2 准实时监测子系统数据采集功能主站每天定时（定时时间通过主站下发参数设置）与负荷监测仪通信，采集前一天的历史数据；主站也可以补召唤某一天的数据。对于此前已投运不支持定时上报的负荷监测仪，由主站拨号唤醒来传输数据。采集时间由主站系统规定，一般定在每日0点至7点，并在此时间范围内合理分布网络流量。负荷监测仪采集到事件信息时，应立即建立通信进行传输；事件信息包括：遥信变位；停送电等。主站可以通过通信或发送短消息，对负荷监测仪参数进行远程配置。2.2.2 数据库管理功能数据库管理系统应能满足下列要求:A：应满足对数据库的快速访问。B：应提供各种对数据库的访问方式，如对厂站名或线路按条件检索等，使数据库中的数据能满足各种应用的使用要求，方便用户对数据的统计、计算、检索等要求。C：提供数据库的维护工具，用户可在线监视和修改数据库内的各种数据，确保系统数据同步。l 对老站可按条件检索（如厂站名等）并修改，对新站及整站搬迁可批量修改或用模板拷贝，并可插入生成在相应位置，以方便数据库生成及修改。l 具备比较直观的数据库树型结构操作界面，可以分层编辑和修改， 并提供查询直接定位的功能，对于日常接入系统无关的表可以屏蔽显示，在需要时可以开放显示。D：支持数据库的冗余配置。数据库系统在故障时能自动、快速地从主数据库系统切换到备数据库系统运行，在此过程中应保证数据的不丢失和整个系统运行的稳定性；在故障消除后应能迅速恢复到原来状态运行。本要求只针对实时监控子系统。E：具有建立多种数据采集和处理的能力，如在线测试、计算、转发、制表等。F：提供分布式的访问机制，在并发访问时，保证数据的安全性、一致性和完整性。G：提供对数据库的快速拷贝和备份功能。H：支持按用户设定的条件自动完成对数据库断面的保存，此断面可供其他应用使用。I：具有标准应用程序接口（API），可直接访问数据库。J：具有数据表导入、导出功能的方便操作界面，并在配表导入时具备详细的报错功能。K：系统具备自动和手动实时数据库的加载功能，从而方便用户对系统的运行维护。l 实时数据库为满足实时性的要求，D-SCADA系统应提供一套实时数据库管理系统来快速实现对实时数据的存取。这套实时数据库管理系统应具有网络功能，以实现分布式的数据存取方式；能管理全网分布的数据库，以保证全网数据的一致性；具有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，并做到任一网络元件参数在整个系统中只需输入一次；提供数据库应用程序接口(API)。l 历史数据库历史数据库应采用商用数据库，使之具有可靠性高、容量大、接口标准、安全性好和并发操作能力强等特点。应能满足对于每一个实时数据库中的点，可选定周期实现历史数据记录和实时断面处理，并可随时查询和使用，以实现数据报表、趋势曲线和统计分析等应用功能。提供数据库应用程序接口(API)。2.2.3 人机会话功能人机接口处理要能提供方便、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。在画面上显示及可进行操作的内容应满足如下具体要求：A：能用特定的颜色和表格动态地显示设备的运行状态。B：能显示24小时实时负荷曲线及报表，并自动统计最大值、最小值、平均值；月负荷曲线及报表分别以每天最大值、最小值、平均值为数据点。C：事件顺序记录。D：显示D-SCADA主站系统运行工况图、通信网络图、主机CPU负载、硬盘使用量与容量的比率和主要应用进程情况等系统必需的监视界面。E：发送遥控、校时等命令。F：屏幕显示应支持汉化功能。G：操作员可根据需要设置、闭锁各种类型的数据，并有人工置数的符号或颜色标志。H：历史数据的查询条件可按用户要求设定。既可以查看单日或某一时段的各类历史数据，也可以同时在一个界面上显示多个量的数据，并且提供曲线和表格的显示方式，以便于用户对数据的比对和统计。2.2.4 事件处理功能事故告警指当系统中某一特定事件出现时，应能立即给出相应的指示并对其进行记录。A：可保存事故信息并随时打印存档；B：报警应显示在专门开辟的窗口位置；C：能自动实时打印事件顺序记录；D：当有越限告警时，可通过报警窗口显示，并可根据需要打印记录；E：各种事项告警(电网事项、系统事项、其它)；F：全网告警表能记录至少1000个告警记录，在记录表满后，当有新的记录进入记录表时，将老的记录表溢出并转存到硬盘上至少保存24个月；G：上述事故、事件信号引起的事项打印、声光或语音报警等可由用户选择设定；H：告警信息具备按条件（如时间段和描述）进行分类及模糊查询的功能。I：具备对信号点的动作进行统计存库的功能，利于用户的运行分析。2.2.5 报表处理和打印功能2.2.5.1 报表处理功能：采用通用的电子报表工具。可生成各种格式的报表，并可在表中插图， 如曲线、棒图、饼图及其它图形，具有灵活的报表处理功能， 可进行表格内的各种数学运算， 运算公式可在线设置和修改，可在报表上对报表数据进行修改。由电子表格计算出的量，当分量改变时，计算后的量也相应改变。2.2.5.2 报表打印功能：打印服务采用全网共享模式，网络上任何计算机均可通过标准人机界面，以打印客户身份向打印服务器提交打印请求。打印服务器具有如下的功能：A：设计定制各种格式的报表。B：查询检查已定制的报表。C：随时等待接收网络上客户提交的打印请求，并按请求执行打印任务。D：保持每次打印请求信息在打印机上输出的完整性。E：检索历史服务器中的数据库描述表，以表格形式将任一数据表的全部或部分字段列表打印。F：通过SQL检索历史服务器中的历史数据，并选数据项子集进行打印。G：系统的显示画面均可拷屏，支持将拷屏得到的bmp格式图像送往打印服务器拷屏输出。H：可定点打印日、月报表、操作记录，打印时间可调整设定I：可召唤打印实时和历史报表J：事件打印：实时打印各种电网事件和系统事件，召唤打印历史事件（分时段、分类）。2.2.6 计算处理功能计算处理模块应具备如下功能：A：具备求和，求平均，取最大值、最小值和逻辑判别等功能。B：可进行功率总加的实时计算。C：系统应可由维护人员自行增加新的计算公式。D：可按电网运行要求对有关指定量进行再计算并形成报表、曲线。曲线的坐标须按实际量值自动判定。2.2.7 主站遥控功能主站须提供调度员遥控操作时在工作站上检查设备状态所必须的断路器遥测、遥信及遥控返校信息。主站须提供调度员遥控操作时核对设备的相关辅助信息。对遥控操作过程中的系统信息或操作信息具有储存、打印、查询功能。2.2.8 系统和网络管理功能系统管理功能应能显示全系统各部分的工作状态及显示各工作站的CPU负荷率、硬盘剩余空间等信息。 网络管理功能应能实现在各个节点之间进行通信和实时数据在网络中的共享功能，网络管理还应对网络环境下的报警功能提供支持。实现对操作员限定使用系统功能(操作权限)和限定现场控制范围(操作范围)这两方面的安全保护，防止越权操作。2.2.9 计算机网络互连及二次系统安全防护功能D-SCADA系统的网络安全技术原则参照上海电网二次系统安全防护方案（调度系统）技术框架。重点是保障D-SCADA系统的控制安全、信息安全和应用系统安全。2.2.10 数据共享和系统互联功能D-SCADA系统应具备网络互联的功能，既可按照现有数据接口标准向其它应用系统转发数据，也应可提供标准的数据访问接口，供其它应用系统来读取数据，从而实现数据的共享。3. 配电站自动化的模式区分及功能要求3.1 配电站自动化模式及基本配置原则3.1.1 配电站自动化模式A：分布式自动化监控装置。B：故障诊断自动化装置。C：配变/箱变/杆变负荷监测仪。3.1.2 基本配置原则A：在测量和控制功能上：第一级KT型站（具备光纤条件）：进出线、分段及配变高压侧采用继电器，配变低压侧采用电度表，用综合自动化系统，具备三遥功能。并配置主载波设备（两套），四串口复用光纤MODEM（一个），两根尾纤。第一级KT型站（不具备光纤条件）：进出线、分段及配变高压侧采用继电器，配变低压侧采用电度表，用综合自动化系统，具备三遥功能。并配置从载波设备。第二级及以后KT型站：进出线、分段及配变高压侧采用继电器，配变低压侧采用电度表，用综合自动化系统，具备三遥功能。并配置从载波设备。第一级KF型站（具备光纤条件）：进出线、分段采用继电器，用综合自动化系统，具备三遥功能。并配置主载波设备（两套），四串口复用光纤MODEM（一个），两根尾纤。第一级KF型站（不具备光纤条件）：进出线、分段采用继电器，用综合自动化系统，具备三遥功能。并配置从载波设备。第二级及以后KF型站：进出线、分段采用继电器，用综合自动化系统，具备三遥功能。并配置从载波设备。PT型站且环网柜带有电动机构：出线采用流变，由配置的P型站自动化装置采样流变进行故障信息判别；配变低压侧采用电度表采样，并通过串口送P型站自动化装置。并配置从载波设备。PT型站且环网柜不带有电动机构：出线采用流变，由配置的P型站自动化装置采样流变进行故障信息判别；配变低压侧采用电度表采样，并通过串口送P型站自动化装置。并配置从载波设备。PF型站且环网柜带有电动机构：出线采用流变，由配置的P型站自动化装置采样流变进行故障信息判别。并配置从载波设备。PF型站且环网柜不带有电动机构：出线采用流变，由配置的P型站自动化装置采样流变进行故障信息判别。并配置从载波设备。WX型站：配变采用CB型负荷监测仪采样。WH型站：配置带接点的故障指示器及专用的自动化和载波集成设备。B：对于自切（备自投）、低压电容器的投切等功能，原则上由成熟的装置独立完成。具体内容见附录2（10kV配电站自动化标准配置构成）3.2 分布式自动化监控装置3.2.1 分布式自动化监控装置的配置原则至调度上级变电站站控主单元公共测控单元间隔N保护测控单元间隔2保护测控单元间隔1保护测控单元图3-1：分布式自动化监控装置配置图分布式自动化监控装置主要可由站控主单元、间隔层设备（保护测控单元、公共单元等）组成，如图3-1所示。a、 间隔层设备（主要指保护测控合一装置）安装于开关柜上与一次、二次设备组合成一体，公共单元、站控主单元及智能接口装置集中组屏。由站控主单元收集全站各间隔层设备信息，其通信方式可为现场总线、串口方式或网络方式，对配电站信息进行处理，每个单元故障不影响装置的正常运行。站控主单元为单机。b、 数据采集与控制功能主要由带测控功能的继电保护装置和公共测控单元与站控主单元通过数据通信直接获取。MCB跳闸、微机保护故障信号等公共单元信息优先接入本间隔的保护测控单元（在不增加I/O摸板的前提下），也可相对集中后接入公共单元与站控主单元通信。c、 站控主单元负责收集各测控单元的数据和信息，进行各种数据处理，并与上级变电站通信，向上传送数据，接收控制命令等。d、 站内不设GPS对时装置，站控主单元由DSCADA主站系统进行对时；自动化站控主单元、保护测控单元、公共单元及通信设备电源原则上采用站内直流系统供电。有关电源、运行环境及装置可靠性方面的要求可参照执行有关国家标准及上海市电力公司企业标准。3.2.2 分布式自动化监控装置的功能要求3.2.2.1 模拟量数据采集和处理：装置应能连续采集所需数据。交流采样的电流、电压精度应为至少1.0级。3.2.2.2 数字量的采集和处理：装置应能采集所需数字量，并具备所有信号的变位上传功能。具有信号发生变位的事件顺序记录(SOE)功能。3.2.2.3 控制功能：配电站所有断路器等设备有二级控制。第一级控制也就是具有最高优先级的控制权在设备就地，当操作人员将远方就地切换开关放在就地位置时，将闭锁所有远方遥控功能。第二级控制在调度，当设备就地的远方就地切换开关放在远方位置，调度可遥控配电站的所有断路器。当装置重新开机、装置初始化或用户修改数据库时，系统控制输出应被自动锁住，以避免产生误操作控制。3.2.2.4 对时功能： 原则上站内不设GPS对时装置，站控主单元由DSCADA主站系统进行对时，站内所有时标以站控主单元为准。3.2.2.5 通信功能：具有利用电力电缆屏蔽层载波、光纤等通信技术与DSCADA主站系统进行通信的功能，传送遥测，遥信，SOE等数据；接受控制命令等信息。3.2.2.6 自检和自恢复功能： 装置应具有自检功能，监视设备的运行状态，包括所有保护测控单元、公共单元，并具有较强的抗干扰能力；具有失电保护和检测功能，在电源恢复后能自动启动并恢复运行。装置自检应具有软件自启动及由软件触发硬件启动两种方式。3.3 故障诊断自动化装置3.3.1 故障诊断自动化装置的配置原则通过在运行电缆两端加装检测设备，达到采集和诊断电缆故障的功能，并且由调度运行人员人工判断故障区段。检测设备有带信号输出的故障指示器和三相流变两种，如图3-2所示。上级变电站CPU载波遥信板遥测交流采样板图3-2：故障诊断自动化装置配置图3.3.2 故障诊断自动化装置的功能要求3.3.2.1 模拟量数据采集和处理：装置的交流采样的电流精度应为至少1.0级。3.3.2.2 数字量采集和处理：装置应具备能采集所需数字量，对交流采样的数据，能够进行越限判断产生虚拟信号通过遥测自动判断故障，并以遥信方式上传的功能。并要求对故障指示器产生的瞬间信号和故障电流产生的越限虚拟信号具备信号保持功能。3.3.2.3 通信功能：具有利用电力电缆屏蔽层载波通信或无线通信技术与DSCADA主站系统进行通信的功能，传送遥测，遥信，SOE等数据；接受控制命令等信息。3.3.2.4 自检和自恢复功能： 装置应具有自检功能，监视设备的运行状态，包括所有微机，并具有较强的抗干扰能力；具有失电保护和检测功能，在电源恢复后能自动启动并恢复运行。装置自检应具有软件自启动及由软件触发硬件启动两种方式。3.4 配变/箱变/杆变负荷监测仪具体参照上海市电力公司生产技术部相关的配置原则。4. 通信方式及规约的配置原则4.1 通信方式配置原则D-SCADA系统与配电站/杆变自动化装置的通信可按以下三种方式配置：A：利用电力电缆屏蔽层载波通信方式；B：利用光纤通信方式；C：利用无线公网通信方式。对于具备光纤敷设条件的K型站采用光纤通信；P型和WH型站采用以电力电缆屏蔽层载波或者电力电缆混合载波的通信方式；不具备光纤敷设条件的K型站采用载波或音频电缆通信方式；WX型站、杆变则采用无线公网通信方式。4.1.1 利用电力电缆屏蔽层载波通信方式纯电缆进线的K型、P型和W型站通信应分两级配置，如图4-1所示。D-SCADA主站系统至110KV或35KV变电站，及110KV或35KV变电站至K型配电站的通信网络作为一级通信网络；110KV或35KV变电站出线直接供电的P型站，及K型配电站到其相对应供电区域配电站的通信网络作为二级通信网络。110KV或35KV变电站和K型配电站作为通信中继，起到集中和转发的作用。一级网络以光纤通信方式为主，辅助予载波或者音频通信，二级网络以载波通信为主，辅助予音频通信；无线公网方式采用独立城网跟主站通信。变电站P型配电站P型配电站K型配电站调度主站系统WH型配电站图4-1：载波通信配置图4.1.1.1 一级通信网络及规约配置原则：110KV或35KV变电站和D-SCADA主站侧安装网络交换设备，配电主载波设备通过网络口挂到网络通信设备上，D-SCADA主站通过网络协议与主载波设备进行信息交换。K型配电站和D-SCADA主站侧安装网络交换设备，配电主载波设备通过网络口挂到网络通信设备上，D-SCADA主站通过网络协议与主载波设备进行信息交换。（见图4-2）载波或音频电缆耦合载波或音频电缆耦合D-SCADA系统主站D-SCADA系统网络前置机网络通信设备网络通信设备配电站配电站变电站或K型站主载波设备。光纤网络 图4-2：一级通信网络配置图此种方式原则上应采用IEC870-5-104网络协议。4.1.1.2 二级通信网络及规约配置原则：二级通信网络配置采用电力电缆屏蔽层载波方式或者混合载波方式，通过110KV或35KV变电站到配电站、或者配电站之间的电缆进线走向，利用载波通道传送配电站信息。针对复杂网络，使用载波级连组网的方式。4.1.1.2.1 组合载波网络配置原则：由一台主载波设备通过内部协议控制所有的配电站从载波设备，见图4-3。每个从载波将采集每个配电站的信息，通过主、从载波板之间的载波通信将信息传送至主载波设备。具备环路的条件下能够实现自愈功能。110KV或35KV变电站或者K型配电站配置一台主载波设备，与载波网络中的所有从载波设备进行通信。当配电站总信息量小于512点时，配电站自动化装置与从载波设备之间使用CDT同步规约，否则使用IEC870-5-101、DNP3.0异步规约。P型配电站从载波P型配电站从载波P型配电站从载波主载波P型配电站从载波P型配电站从载波P型配电站从载波P型配电站从载波P型配电站从载波K型配电站从载波P型配电站从载波图4-3：载波网络图4.1.2 利用光纤通信方式利用MODEM通信的则采用IEC870-5-101规约，利用网络设备通信的则采用IEC870-5-104规约。4.1.3 利用无线公网通信方式杆变的信息采用无线公网通信，通过上海市电力公司信息网接入无线接收前置处理机。如图4-4所示。其中的网络连接上，经过如下几个层次：a. 杆变通过GPRS/CDMA等无线方式接入运营商的公共无线数据网络；b. 运营商无线网络通过专线（VPN）接入电力公司统一的公共无线数据网络接入点，进入电力公司信息网络（即四区MSTP网络）；c. 通过信息网络，实现与各供电分公司采集服务器（位于四区）连接；d. 各供电分公司采集服务器采集的数据，在本地保存外，再通过接口服务器与各供电分公司IDP连接。无线采集服务器（四区）网络通信设备（含安全控制）信息网统一的公共无线数据网络接入（四区）网络通信设备（VPN）公共无线数据网络（GPRS/CDMA）杆变W型配电站图4-4：无线通信配置图无线接收前置处理机与杆变之间直接进行端到端TCP/IP网络通信。对无线接收前置处理机而言，需要配置接入信息网的网络通信设备，同时还需要包括进行安全控制的防火墙和防病毒系统；对非纯电缆进线的P型、W型配电站及杆变，需要配置接入公共无线数据网络的通信接口设备（要求集成在采集终端内）。无线接收前置处理机负责采集、汇总所辖杆变的监控信息。无线接收前置处理机与杆变之间的通信规约原则上采用IEC870-5-104网络规约。考虑到无线通信的效率因素，可以在IEC870-5-104规约的基础上进行简化。5. 信息量配置原则5.1 信息配置的基本原则5.1.1 有助于调度员真实掌握、分析电网和设备的运行状况。5.1.2 当事故发生时，能简捷、明了地反映电网变化，有助于调度员判断事故原因，并据此采取响应措施。5.1.3 有助于运行人员、规划人员等积累数据，掌握设备和电网的变化趋势。5.1.4 视设备及运行的具体需求情况，还可以对信息量进行适当的选择和调整。5.2 信息量配置规范5.2.1 K型站自动化信息量的配置1遥信量：l 开关柜设备（进线柜）：（1） 断路器位置信号（2） 遥控投入/解除信号（3） 母线闸刀或小车位置（4） SF6气体异常报警信号（SF6气体闭锁信号）和开关未储能信号合成一个信号 （5） 备用信号点l 开关柜设备（出线柜）：（1） 断路器位置信号（2） 遥控投入/解除信号 （3） 母线闸刀或小车位置（4） SF6气体异常报警信号（SF6气体闭锁信号）和开关未储能信号合成一个信号 （5） 速断动作信号 （6） 过流动作信号（7） 重合闸动作信号 （8） 零流动作信号l 分段柜： （以下信号均由继电器采集后通过串口送自动化站控主单元）（1） 断路器位置信号（2） 遥控投入/解除信号 （3） 母线闸刀或小车位置（4） SF6气体异常报警信号（SF6气体闭锁信号）和开关未储能信号合成一个信号（5） 自切动作信号（6） 自切合闸信号（7） 自切不成功信号（8） 自切投/退开关位置信号（9） 自切装置的遥控投入/解除信号（10） 自切软压板状态信号l 配变柜：（1） 断路器位置信号（2） 遥控投入/解除信号（3） 母线闸刀或小车位置（4） SF6气体异常报警信号（SF6气体闭锁信号）和开关未储能信号合成一个信号（5） 速断动作信号 （6） 过流动作信号（7） 零流动作信号 （8） 配变温度或瓦斯告警信号 l 公共信号： （以下信号由自动化公共测控单元采集）（1） 微机保护装置异常信号（2） 1段母线接地信号（3） 2段母线接地信号（4） MCB小开关故障信号（5） 站内直流异常信号（6） 站内事故总信号（7） 1段低压总开关位置信号（8） 2段低压总开关位置信号（9） 低压分段开关位置信号注：对于SF6气体异常报警信号（SF6气体闭锁信号）和开关未储能信号、微机保护装置异常信号、MCB小开关故障信号及所有保护动作信号，按信号性质，分别合并为1个信号后再送往调度主站。2遥测量 ：（1） 10kV母线1段线电压、零序电压 （2） 10kV母线2段线电压、零序电压 （3） 10kV进线三相电流、分段三相电流、馈线单相（B相）电流（4） 站内直流母线电压（5） 低压母线1段三相电压（6） 低压母线2段三相电压 （7） 低压总开关1三相电流 （8） 低压总开关2三相电流 （9） 低压总开关1的功率因数 （10）低压总开关2的功率因数 3电能量：（1） 10kV所有出线的有功电能量 （2） 低压总开关1的有功电能量 （3） 低压总开关2的有功电能量 4遥控量： （1）所有10kV断路器（2）软压板投退（仅指自切）5.2.2 P型站自动化信息量的配置及采集方式1遥信量：（1） 10kV进、出线三相故障信号（不包括本站配变、分段） *（2） 10kV进、出线位置信号*（3） 遥控投入/解除信号2遥测量：（1） 10kV进、出线三相电流（用于故障信息判据）（2） 配变低压侧三相电流（3） 配变低压侧三相电压（4） 配变低压侧功率因数3电能量：（1） 配变低压侧有功电能量4遥控量：*（1） 10kV进、出线注：以上“*”仅针对纯电缆接线方式，并具有电动机构的P型站5.2.3 WX型站自动化信息量的配置及采集方式1遥信量：（1） 10kV出线三相故障信号2遥测量：（1） 配变低压侧三相电流（2） 配变低压侧三相电压（3） 配变低压侧功率因数3电能量：（1）配变低压侧有功电能量5.2.4 WH型站自动化信息量的配置及采集方式1遥信量：（1） 10kV出线三相故障信号*（2） 10kV进、出线位置信号*（3） 遥控投入/解除信号2遥控量：*（1） 10kV进、出线注：以上“*”仅针对纯电缆接线方式，并具有电动机构的WH型站5.2.5 杆变自动化信息量的配置规范：1. 遥测量：l 杆变低压侧三相电流l 杆变低压侧三相电压l 杆变低压侧有无功功率5.2.6对于配变和杆变的信息量，参照电力公司生产技术部制定的负荷监测仪技术标准中相关规定执行。6. 技术性能指标要求6.1 主站性能指标a) 状态量变位传输到主站时间： 30 秒b) 遥测量超越定值变化（越死区）传输到主站时间，或在循环传送方式下，重要遥测量更新时间： 30 秒c) 遥控命令选择、执行或撤消传输时间： 60 秒（可调）d) 电能量、全数据采样扫描周期：5*N分钟（N=1，2，3；具体由用户设定）e) 画面数据刷新周期：5 秒 10 秒（可调）f) 主备用机自动切换时间： 30 秒g) 模拟量遥测综合误差： 1.5%h) 遥测量合格率：99%i) 遥信变位传送正确率：99%j) 厂站间事件顺序记录的时间分辨率： 20 ms（包括站内事件顺序记录时间分辨误差5 ms）k) 正常情况下主要节点CPU负载： 30%（1 min平均值）l) 电网事故情况下主要节点CPU负载 70%（1 min平均值）正常情况下局域网负载： 20%m) 屏幕显示： - 分辨率： 12801024 - 颜色种类： 256 - 几何失真： 1.5%n) 系统平均无故障运行时间（MTBF）： 17000小时o) 双机系统可用率： 99.95%6.2 配电站自动化装置性能指标a) 数据采样周期1秒b) 模拟量越死区传输的死区整定值可调c) 遥控正确率不小于99.9d) 信号正确动作率不小于99.9e) 装置平均无故障运行时间（MTBF）不小于20000小时7. 通用技术