南方电网配电网自动化系统技术规范

南方电网配电网自动化系统技术规范内容摘要：

进性的要求，实现 各项应用的一体化设计，具备良好的可维护性、可扩展性； c) 对供电可靠性要求高的地区宜建设独立的配电网自动化系统，按应用需求配置 “可 选功能 ”； d) 系统的 设计、建设和改造除执行本规范外，还应执行现行有关标准、规范和规程、 规定。 如本规范中的条款与上级主管部门制定的相应标准不一致时，则执行技术要求较高者。 5. 系统结构与配置原则 配电网自动化系统主要包括主站、终端及相关通信设备，系统典型结构逻辑如图 51所示。 3 Q/CSG/000002020 图 51 配电网自动化系统典型结构逻辑图 配电主站构成及配置原则 主站应为分布式结构，由服务器、工作站、网络设备、安全防护设备、时钟同步装置等硬件设备及配套软件构成。 主站关键设备及软件应用服务应冗余配置。 硬件配置原则 系统硬件应选用符合国际标准的、通用的计算机等硬件设备，并采用机架式安装，关键设备应配置双路独立电源，满足性能稳定、维护方便和灵活可扩的要求。 服务器 主要包括 SCADA 服务器、历史服务器、数据采集服务器、 WEB 服务器等，运行应用服务程序，完成数据采集、数据存储、计算分析、服务提供等功能。 工作站 主要包括配调工作站、维护工作站、报表工作站等，运行用户界面程序，完成系统的 4 Q/CSG/000002020 人机交互功能。 网络设备 主要包括主干交换机、数据采集交换机、 WEB 交换机、配调交换机、路由器等，负责系统各计算机设备间的通信连接。 安全防护设备 电力专用隔离装置、纵向加密认证网关、硬件防火墙、入侵检测系统、安全远程拨号产品等二次系统安全防护设备必须满足《南方电网电力二次系统安全防护技术实施规范》中的设备选型规范要求。 时钟同步装置 采用冗余配置的全球定位系统（ GPS）或北斗系统时钟装置为系统 各节点提供统一的标准时间，时钟装置应具备 B码时统解码和网络对时功能。 其他设备 根据实际需要，配置网络打印机及其他必要设备。 软件配置原则 主站软件采用分层、模块化结构，通过应用中间件屏蔽底层操作，可在异构平台上实现分布式应用。 软件模块满足 IEC61968/IEC61970 CIM 标准，接口应满足国家标准、行业标准或国际标准。 操作系统 所选操作系统应为具有开放性、高可靠性和安全、通用、成熟的产品，服务器宜采用 UNIX或 Linux操作系统，工作站 宜采用 Linux操作系统。 商用数据库 系统根据需要采用通用、成熟的商用数据库，并应支持国产数据库。 应用软件 应用软件实现配电 SCADA、馈线自动化、配电网分析应用、配电网操作仿真、WEB 发布、数据交互等功能。 所有应用软件必须在统一底层平台实现，具有统一风格的人机界面。 配电子站构成及配置原则 配电子站一般放置在变电站或大型开关站中，分为通信子站和监控子站。 通信子站只负责所连接配电终端的数据集中与转发；监控子站除负责所连接配电终端的数据集中与转发外 ，还具备当地监控和区域故障处理功能。 通信子站可根据实际需要选配，监控子站一般情况下不推荐配置。 配电终端构成及配置原则 根据功能配置和安装位置不同，可分为站所终端（ DTU）、馈线终端（ FTU）、配电变压器监测终端（ TTU）及其他终端等。 开关站、环网柜、配电站等场所应选用站所终端（ DTU），柱上开关应选用馈线终端（ FTU）， 5 Q/CSG/000002020 配电变压器应选用配电变压器监测终端（ TTU）。 安全防护 配电网自动化系统安全防护部署必须满足 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》的要求，同时应遵循《南方电网电力二次系统安全防护技术实施规范》及各省区电网公司颁布的电力二次系统安全防护相关规定。 6. 配电主站 总体要求 标准化 系统结构、接口、通信规约、信息和数据交换应遵循相关标准及规范，实现信息和数据共享。 可靠性 系统服务器、交换机等关键设备及应用服务冗余配置，主、备节点和应用服务切换或任何单一故障不影响系统的正常运行。 一致性 系统所有节点上的图形、模型和数 据保持一致，系统数据维护录入接口必须唯一，所有应用的人机界面风格应保持一致。 开放性 支持异构混合平台并提供标准接口和服务，支持用户和第三方应用软件的开发及统一管理。 功能 配电 SCADA 数据采集 a) 接收、处理不同格式的模拟量、状态量、电能量和各类 SOE，具体采集数据类型见 附录 A； b) 可对采集数据按设定周期进行召唤刷新，可对指定区域进行数据召唤刷新； c) 具备根据设定周期定时自动采集或人工随时召唤配电终端保存的历史数据。 数据处理 a) 处理不同格式状态量，正确判断事故遥信变位和正常操作遥信变位，并具有信号自 动过滤的功能； b) 处理各类模拟量，并提供有效性检查、数据过滤、零漂处理、工程单位转换、限值 检查、数据质量标签等功能； c) 接收终端发送的电能量数据，并可通过系统接口或计算等方式获得相应电量数据； d) 处理接收到的事件顺序记录（ SOE），并可选择对 SOE进行屏蔽和解除屏蔽； e) 具备遥测量异常告警、遥信变位告警等功能； 6 Q/CSG/000002020 f) 具备对通信通道、终端的监视、统计、报警和管理功能。 通信及规约 a) 支持专用通信网络和公共通信网络等多种通信方式的信息接入和转发功能； b) 支持各种标准规约与配电终端进行通信，如《南方电网 DL/实施细 则》、《南方电网 DL/》、 、《营销自动化系统负荷管理终端、配变监测计量终端及低压抄表集中器通信协议》等多种通信协议。 遥控 a) 实现设备的单点控制、条件控制及序列控制； b) 控制过程的设计应符合调度规程的要求，具备多重安全措施： 1) 操作必须在具有控制权限的工作站进行，操作员必须具有相应的操作权限； 2) 禁止同时对同一控制对象进行操作； 3) 提供基于配电网拓扑的防误操作检查功能。 c) 能够根据用户请求、预定义、应用请求自动执行序列控制，能够单步执行或自动按 序执行，并可人工干预执行过程； d) 控制过程应记录，分区监控 a) 具备完善的信息分层、分区和分流功能； b) 接入信息可按照所属（区）局、变电站以及线路划分为不同的责任区，责任区可为 所属（区） 局、变电站以及线路的各种组合； c) 责任区应通过人机界面进行离线和在线定义； 事故追忆（ PDR） a) 提供全息全过程的事故追忆检索和反演 PDR 界面； b) 具备多重 PDR 触发功能，触发条件可自定义； c) PDR应以全数据断面方式保存，反演时模型、图形、数据应一致。 人机交互 人机界面应提供方便、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、显示信息准确等特点。 至少应满足如下要求： a) 提供并支持国家标准一、二级字库汉字和矢量汉 字； b) 支持图形多窗口、无级缩放、漫游、分层分级显示，支持鼠标滚动缩放、支持指定 显示屏事故推图、事项告警； c) 具有灵活方便多样的调图方式，可通过告警窗中告警条快捷调用相应画面； d) 支持地理接线图显示，并可在图上标识全网或片区的供电范围或停电影响范围等； e) 系统数据按数据质量标志的不同以用户自定义颜色显示； 7 Q/CSG/000002020 f) 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，挂牌设 备、人工置数设备等可以列表形式显示，并可 对实时遥信量和遥测量进行屏蔽、修改和解除屏蔽； g) 挂牌操作应具有关联挂牌、逻辑判断、挂牌关联闭锁自定义等功能； h) 挂牌、摘牌和人工置数应有相应的权限控制； i) 可按区域、线路、设备以及选定的时间段过滤、查询各类事项和告警； j) 具有设备快速查询和定位功能； k) 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。 l) 具备以网络和 RGB方式与大屏幕拼接墙接入能力。 基于地理背景信息的 SCADA应用（可选） a) 系统可在电子地图上提供电网设备的地理位置空间 信息和相关的图形化视图，在有 条件的情况下集成 GIS平台； b) 系统可实现配电设备的地理定位，设备故障时自动推出基于地理背景的设备接线 图，并闪烁显示故障设备，设备名称和设备地理位置信息可方便获取。 在地理背景接线图上可显示相关故障区间、停电区间、专供区间等信息； c) 地理背景接线图以及地理图可以分层设定、分层显示，并实现放大、缩小、漫游、 导航等各种图形操作功能。 地理背景接线图上可进行各种控制操作，并可以同时在地理背景接线图上显示操作结果。 地理背景接线图可与其他电力接线图实现同步的动态拓扑着色。 配电网分析应用。