广东电网配电自动化系统技术规范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/T 814-20022) 地区电网调度自动化系统GB/T 13730-20023) 《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/T 721-20008) 远动终端设备GB/T13729-20029) 《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SCADA5.1.1.1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。
遥测点和非遥测点对访问它的程序都应是透明的；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系统时钟和对时系统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I、III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。
![2南方电网公司配电自动化站所终端技术规范标准[详]](https://img.taocdn.com/s1/m/55d6b36d804d2b160a4ec035.png)
