南方电网配电网自动化系统技术规范.docx
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南方电网配电网自动化系统技术规范
中国南方电网有限责任公司发布
南方电网配电网自动化系统技术规范
Technicalspecificationfordistributionautomationsystem
inChinaSouthernPowerGrid
(征求意见稿)
目次
前言
为建设经营型、服务型、一体化、现代化的供电企业,规范中国南方电网有限责任公司所辖各地(市、州)级供电企业配电网自动化系统的设计、建设与改造工作,提高配电网的装备水平和运行管理水平,制定本规范。
本规范以国家及行业的有关法律法规、标准、导则为基础,结合各地(市、州)级供电企业的配电网现状、运行管理及发展需求而提出,适用于中国南方电网有限责任公司所辖各地(市、州)级供电企业配电网自动化系统的规划、设计、建设与改造工作。
本规范由中国南方电网有限责任公司标准化委员会批准。
本规范由中国南方电网有限责任公司生产技术部归口并解释。
本规范起草单位:
本规范参加单位:
本规范主要起草人:
1.范围
本规范规定了配电网自动化系统的体系结构、应用功能、性能指标、系统配置及与其他系统的数据接口等要求。
本规范适用于南方电网所辖各地(市、州)、县级供电企业中低压配电网自动化系统的设计、建设与改造工作。
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。
GB4208-2008/IEC60529:
2001外壳防护等级(IP代码)
GB/T10125-1997人造气氛腐蚀试验盐雾试验
GB/T13729-2002远动终端设备
GB/T13730-2002地区电网调度自动化系统
GB/T15153.1-1998远动设备及系统第2部分:
工作条件第1篇:
电源和电磁兼容性
GB/T15153.2-2000远动设备及系统第2部分:
工作条件第1篇:
环境条件
GB/T17626.4-2008电磁兼容试验和测量技术电快速瞬变脉冲群抗扰度试验
GB50174-2008电子信息系统机房设计规范
DL/T599-2005城市中低压配电网改造技术导则
DL/T721-2000配电网自动化系统远方终端
DL/T814-2002配电自动化功能规范
DL/T890.1-2007/IEC61970-1:
2005能量管理系统应用程序接口(EMS-API)第1部分:
导则和一般要求
DL/T890.301-2004/IEC61970-301:
2003能量管理系统应用程序接口(EMS-API)第301部分:
公共信息模型(CIM)基础
DL/Z890.401-2006/IEC61970-401TS:
2005能量管理系统应用程序接口(EMS-API)第401部分:
组件接口规范(CIS)
DL/T890.501-2007/IEC61970-501:
2006能量管理系统应用程序接口(EMS-API)第501部分:
公共信息模型的资源描述框架(CIMRDF)模式
DL/T1080.1-2008/IEC61968-1:
2003电力企业应用集成配电管理的系统接口第1部分:
接口体系与总体要求
DL/Z1080.2-2007/IEC61968-2:
2003电力企业应用集成配电管理的系统接口第2部分:
术语
DL/T5002-2005地区电网调度自动化设计技术规程
DL/T5003-2005电力系统调度自动化设计技术规程
Q/CSG10703-2009110kV及以下配电网装备技术导则
Q/CSG11005-2009地/县级调度自动化主站系统技术规范
Q/CSG12101.5-2008营销自动化系统配变监测计量终端技术条件
Q/CSG12101.8-2008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
IEC61968ApplicationIntegrationatElectricUtilities-SystemInterfacesforDistributionManagement
国家电监会电监安全[2006]5号令电力二次系统安全防护规定
国家电监会电监安全[2006]34号文电力二次系统安全防护总体方案
调自[2007]1号南方电网DL/T634.5101-2002实施细则
调自[2007]1号南方电网DL/T634.5104-2002实施细则
南方电网生[2009]4号中国南方电网公司110千伏及以下配电网规划指导原则
调自[2008]19号南方电网电力二次系统安全防护技术实施规范
调自[2009]15号南方电网调度自动化系统不间断电源配置规范
3.名词术语
下列关键性术语和定义适用于本规范:
a)配电网自动化(distributionautomation)
配电网自动化以一次网架和设备为基础,以配电网自动化系统为核心,综合利用多种通信方式,实现对配电系统的监测与控制,并通过与相关应用系统的信息集成,实现配电系统的科学管理。
b)配电网自动化系统(distributionautomationsystem)
实现中低压配电网运行监控的自动化系统。
具备配电SCADA、故障处理及高级应用功能,一般由配电自动化主站、配电自动化终端及相关通信系统构成,根据实际情况可配置配电自动化子站。
c)馈线自动化(feederautomation)
实现对配电线路的运行状态的监测和控制,在故障发生后及时准确地定位和迅速隔离故障区段,恢复非故障区域供电。
馈线自动化包括集中式馈线自动化和就地式馈线自动化两种方式。
d)配电自动化主站(masterstationofdistributionautomationsystem)
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,是配电网自动化系统的核心,简称配电主站。
e)配电自动化子站(slavestationofdistributionautomationsystem)
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、处理以及故障处理、通信监视等功能,简称配电子站。
包括通信子站和监控子站。
f)配电自动化终端(remoteterminalunitofdistributionautomationsystem)
适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(FTU)、站所终端(DTU)、配电变压器监测终端(TTU)以及其他简易监测终端等。
4.总则
a)配电网自动化系统的设计、建设和改造应结合地区配电网规模及应用需求,与配电网调度运行管理体制相适应,满足配电网安全经济优质运行要求,提高配电网供电质量和运行管理水平;
b)应遵循标准化原则,满足安全性、可靠性、开放性、实用性、先进性的要求,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5-1所示。
图5-1配电网自动化系统典型结构逻辑图
5.1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。
5.1.1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。
5.1.1.1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。
5.1.1.2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,完成系统的人机交互功能。
5.1.1.3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。
5.1.1.4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。
5.1.1.5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。
5.1.1.6其他设备
根据实际需要,配置网络打印机及其他必要设备。
5.1.2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/IEC61970CIM标准,接口应满足国家标准、行业标准或国际标准。
5.1.2.1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。
5.1.2.2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。
5.1.2.3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。
5.2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。
5.3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),配电变压器应选用配电变压器监测终端(TTU)。
5.4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
6.1总体要求
6.1.1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。
6.1.2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。
6.1.3一致性
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。
6.1.4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。
6.2功能
6.2.1配电SCADA
6.2.1.1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。
6.2.1.2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;
f)具备对通信通道、终端的监视、统计、报警和管理功能。
6.2.1.3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/T634.5101-2002实施细则》、《南方电网DL/T634.5104-2002实施细则》、DNP3.0、《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。
6.2.1.4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,内容包括操作人员姓名、控制对象、控制内容、控制时间、操作者所用的工作站、控制结果等。
6.2.1.5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;
6.2.1.6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。
6.2.1.7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;
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。
6.2.2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。
6.2.3配电网分析应用
6.2.3.1网络拓扑
a)绘图时自动生成拓扑数据,并提供拓扑连接检错功能;
b)支持网络拓扑和动态着色,可直观地用颜色来区分线路、开关、区间的停电、故障、充电、重载、过载等状态和停电范围、故障范围、供电范围,以及是否环网运行等;
c)能够实现动态电源分析显示,对于不同电源的配电网络,采用不同颜色区分供电路径。
6.2.3.2状态估计(可选)
a)对不良数据进行检测、辨识和排错,并可列表显示;
b)根据配电SCADA提供的实时信息和网络拓扑的分析结果及其他相关数据,实时地给出配电网内各母线电压、母线负荷和线路潮流等;
c)实现母线负荷预测和区域负荷预测模型的维护、量测误差统计、网络状态监视等。
6.2.3.3潮流计算(可选)
a)在给定(历史、当前或预想)的运行方式下,进行设定操作,改变运行方式,分析本系统的潮流分布;
b)设定操作可以是在一次接线图上模拟断路器的开合、线路投退等;
c)支持区域潮流计算与配电线路解合环操作时的潮流计算。
6.2.3.4负荷预测(可选)
a)能够实现周期为1天~1周的指定区域短期负荷预测,预测每天24个整点或96点(每15分钟一个点)或更密点的负荷;
b)既可考虑周期因素和气象因素的影响,又可考虑已知的特殊事件的影响(如节假日、计划检修等),还可根据运行经验进行人工修改。
6.2.3.5网络重构(可选)
a)可满足正常运行方式下的配电网络优化调整,也可满足新建、改建、扩建配电网络以及故障条件下的网络重构;
b)通过优化配电网运行方式,降低配电网线损,提高系统经济性;
c)通过优化配电网运行方式,均衡负荷,消除过载,提高供电电压质量;
d)配电网发生故障时,通过调整网络运行方式,实现非故障区的恢复供电,提高供电可靠性;
e)网络重构方案可以自动运算产生,或者手动计算产生;
f)可根据配电网络的运行方式或需求修改、保存和实施网络重构策略表。
6.2.4配电运行与操作仿真(可选)
a)能模拟任意地点的各类故障和系统的状态变化,可人为设置假想故障,可自动演示故障的处理过程,包括故障定位、隔离过程和主站的恢复策略的预演等;
b)可任意拉合开关进行模拟停电范围的分析,开关状态变化后线路和设备会根据供停电状态动态着色,直观反映模拟电网情况。
6.2.5配电网智能化(可选)
6.2.5.1分布式电源接入与应用
具备对分布式电源(风能、太阳能、储能站等)、微电网的接入、运行、退出的监控管理功能,并提供相应的优化控制策略,确保电网安全、经济运行。
6.2.5.2配电网快速仿真
根据采集到的实时、准实时数据,进行综合数据分析技术,主动分析配电网的运行状态,快速发现配电网运行的薄弱环节,准确捕捉监控要点。
6.2.5.3智能预警
通过实时量测配电网相关信息,结合气候、环境及自然因素,对配电网运行状况进行趋势预测,评估配电网安全运行水平,提出相应的安全预警及预防控制策略。
6.2.5.4配电网自愈控制
在实现馈线自动化的区域,根据配电网所处的运行状态(紧急状态、恢复状态、异常状态、警戒状态和安全状态),通过一定的控制策略实施相应的控制,能使配电网从当前运行状态向更好的运行状态转移;
6.2.6WEB发布
WEB发布应提供与I区系统一致的功能和操作(控制类操作除外),并至少满足如下要求:
a)基于WEB技术并支持其他模式,宜实现无控件免安装,支持授权用户通过Internet实现WEB浏览;
b)客户端人机界面风格、数据、图形均与I区系统保持一致;
c)按客户权限进行访问控制,客户的访问、操作权限跟客户等级、角色、责任区相匹配;
d)WEB服务器应组成集群统一对外提供服务,并支持负载自动均衡;
e)每台WEB服务器均可多用户并行运行配电网分析应用,并可通过IE浏览器进行操作交互。
(可选)
6.2.7数据交互
6.2.7.1交互接口
与配电网自动化系统有数据交互需求的系统包括安全防护
区的调度自动化系统、
区的GIS系统、配电生产管理(MIS)系统、营销自动化类系统等。
配电网自动化与其他系统的数据交互如下图:
图6-1配电网自动化系统与其他系统数据交互逻辑图
6.2.7.2交互要求
配电网自动化系统与其他系统的数据交互应满足以下要求:
a)信息交互通过基于消息机制的总线方式完成配电自动化系统与其他应用系统之间的信息交换和服务共享;
b)信息交互应遵循电气图形、拓扑模型和数据的来源和维护唯一性、设备编码统一性、描述一致性的原则;
c)在满足电力二次系统安全防护规定的前提下,信息交互总线应具有通过正/反向物理隔离装置跨越生产控制大区和管理信息大区实现信息交互的能力;
d)中间件服务宜遵循IEC61968标准,采用面向服务架构(SOA),实现相关模型、图形和数据的发布与订阅;
e)具备CIMXML/RDF格式的电网全模型和差异模型的导入导出功能,具备基于XML的SVG图形格式、GML格式文件的导入导出功能。
6.2.8通用服务
通用服务为不同应用提供统一的服务和管理,包括模型、图形、数据库、公式计算与统计、告警服务、曲线服务、报表服务、系统配置和管理等。
6.2.8.1图模管理
a)系统支持图模库一体化,绘图、建模、入库一次完成,并实现不同应用的统一绘图、建模、入库;
b)提供常用图元、设备和间隔模板并支持用户自定义,所有设备图元、量测及其组合支持不同图形间带属性拷贝;
c)提供CIMXML/RDF格式的电网全模型和差异模型的导入导出功能,支持模型拼接功能,实现输配网一体化模型;
d)提供基于XML的SVG图形格式的导入导出功能。
6.2.8.2数据库管理
a)采用通用、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;
b)电网模型数据库应遵循CIM标准进行封装和显示,实现数据内容的层次化、对象化;
c)提供实时数据库和历史数据库的管理工具和图形界面,可在线查阅、修改,支持批量增加、删除、拷贝、修改,具备多重模糊过滤、查找、替换的功能,具备自动和人工进行数据备份功能,具备完备的数据修改日志和审计功能;
d)系统数据库容量、表、表中的域应具备在线扩充能力;
e)可实现电网实时数据的全息保存,历史数据的保存应与当时的电网模型相对应;
f)支持Excel文件或文本文件格式的数据导入或导出。
6.2.8.3公式计算
a)系统应提供方便、友好的界面供用户离线和在线定义计算量和计算公式;
b)提供常用的标准计算公式,支持在同一公式中的数学、逻辑混合运算;
c)可按照设定的时间、周期、条件启动公式计算,并支持手动启动等方式。
6.2.8.4统计及考核
系统提供完备、方便的统计功能,可按照指定的时间、区域、线路、设备等条件进行统计,至少支持以下统计类型:
a)开关动作次数、事故跳闸次数、遥控次数,合环操作次数、合环转供电负荷、电量等;
b)负荷最大值、最小值、平均值、过载时间、最大负荷利用小时数,线路、配变负载率,遥测越限时间等;
c)故障线路数(包括停电线路数、跳闸线路数、重合线路数等)、损失负荷、损失电量、线路停电时间、停电时刻、复电时刻、停电时长、影响用户数、用户停电时间等;
d)各类指标统计,包括主站系统可用
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- 南方电网 配电网 自动化 系统 技术规范