配网自动化规划设计导则

SD SD/T xxx—200x

山 东电力集团公司企业标准

200x-xx-xx发布

山东电力集团公司 发布 配网自动化规划设计导则

Guidelines for Planning and Designing of

Distribution Automation System

200x-xx-xx实施

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目录

目前

录

.......................................................................................................................................................................I

言 ...........................................................................................................................................................................I

1 范围和目的 .............................................................................................................................................................. 2 2 规范性引用文件 ...................................................................................................................................................... 2 3 术语定义 .................................................................................................................................................................. 2

3.1 配网自动化系统 DISTRIBUTION AUTOMATION SYSTEM .................................................................................. 2 3.2 配电主站 DISTRIBUTION MASTER STATION ....................................................................................................... 3 3.3 配电子站 DISTRIBUTION SUBSTATION .............................................................................................................. 3 3.4 配电远方终端 REMOTE TERMINAL UNIT – RTU .............................................................................................. 3 3.5 馈线远方终端 FEEDER TERMINAL UNIT – FTU和DISTRIBUTION TERMINAL UNIT - DTU .............................. 3 3.6 配电变压器远方终端 TRANSFORMER TERMINAL UNIT – TTU ........................................................................ 3 3.7 馈线自动化 FEEDER AUTOMATION .................................................................................................................. 3 3.8 AM/FM/GIS AUTOMATED MAPPING/FACILITIES MANAGEMENT/GEOGRAPHIC INFORMATION SYSTEM ............. 3 3.9 负荷开关 LOAD SWITCH .................................................................................................................................. 3 3.10 分段器 SECTIONALIZER .................................................................................................................................. 3 3.11 重合器 CIRCUIT RECLOSER ............................................................................................................................ 4 3.12 时间顺序记录 SEQUENCE OF EVENT（SOE） .............................................................................................. 4

4 总则 .......................................................................................................................................................................... 5 5 主要功能 .................................................................................................................................................................. 5

5.1 配网SCADA ..................................................................................................................................................... 6 5.2 变电所、配电所自动化 .................................................................................................................................... 6 5.3 馈线自动化（FA） ........................................................................................................................................... 6 5.4 AM/FM/GIS ........................................................................................................................................................ 7 5.5 配电管理子系统 ................................................................................................................................................ 8 5.6 高级应用分析子系统 ........................................................................................................................................ 9 5.7 与其它系统接口 .............................................................................................................................................. 10

6 规划设计 ................................................................................................................................................................ 10

6.1 要求 .................................................................................................................................................................. 10 6.2 主要内容 .......................................................................................................................................................... 11 6.3 编制规划参考步骤 .......................................................................................................................................... 11 6.4 主要技术原则 .................................................................................................................................................. 11

6.4.1 自动化系统 ............................................................................................................................................ 12 6.4.2 馈线自动化控制方式 ............................................................................................................................ 13 6.4.3 馈线自动化方案 .................................................................................................................................... 13

7 实施和功能配置 .................................................................................................................................................... 14

7.1 实施 .................................................................................................................................................................. 14

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7.2 功能配置 .......................................................................................................................................................... 14

8 通讯方案 ................................................................................................................................................................ 15

8.1 配电网通讯的层次 .......................................................................................................................................... 15 8.2 各种通讯装置的基本要求 .............................................................................................................................. 16

9 对一次设备的要求 ................................................................................................................................................ 17

附录 A ...................................................................................................................................................................... 18 附录 B ...................................................................................................................................................................... 23

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前言

配网自动化系统是将实时的配电网络自动化与配电管理自动化集成为一体的系统。随着社会经济的发展，电力用户对供电可靠性、电能质量和服务水平的要求不断提高，供电企业为提高经济效益、安全供电、优质服务，必须完善自动化手段。近几年来，配网自动化系统的建设有了较快地发展。为使供电企业正确、有效地进行配网自动化系统的规划、设计、招标、建设和运行，更好地遵循总体规划、分步建设的原则，也为相关企业研制生产符合需求的产品，特制定本导则。

本导则中规定的对配网自动化系统的规划和设计要求，依据《配网自动化技术规范》和《配网自动化主要设备技术标准》，原则上适用于所有地区电网。但我国地区电网数量很多，情况不尽相同，因此，本导则将地区电网配网自动化功能分为I、Ⅱ、Ⅲ三类，每类又分为必配功能（指数据采集、监视控制、馈线自动化的主要功能）和选配功能。所有地区配网自动化系统在规划和设计时应根据各自实际情况制订具体方案。

本导则有2个附录，规定了配网自动化系统的性能指标和配置要求。附录A、附录B均为规范性附录。

本导则制定时广泛征求了供电企业、科研开发企业、制造厂家的意见。 本导则由xxxxxxxxxx提出。 本导则由xxxxxxxxxx归口。 本导则起草单位：xxxxxxxxxx

本导则主要起草人：xxxxxx xxxxxx xxxxxx 本导则由xxxxxxxxxx负责解释。

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配网自动化规划设计导则

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Guidelines for Planning and Designing of Distribution Automation System

1 范围和目的

本导则规定了配网自动化规划设计的要求、内容、步骤和主要技术原则，配网自动化的实施和功能配置，配网自动化的主要功能，配网自动化对一次设备和通信设备的要求。

本导则适用于地区中压（6～20 kV）电网的监控、管理及低压（400 V）电网的监测、管理。农网、企业供电网及其他供电网的监控、管理系统亦可参照使用。

上述范围内的变电站、开闭所、开关站、线路、配电网一次设备选型和建设以及配网自动化系统的建设及选用的相关产品均应遵循本导则。

2 规范性引用文件

下列文件中的条款通过本导则的引用而成为本导则的条款。凡是注明日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误内容）或修订版均不适用于本导则，然而，鼓励根据本导则达成协议的各方研究或参考这些文件的最新版本。凡是未注明日期的引用文件，其最新版本适用于本导则。

配网自动化技术规范 配网自动化主要设备技术标准

GB6162 静态继电器及保护装置的电气干扰试验 DL478 静态继电保护及安全自动装置通用技术条件

3 术语定义

本规范对使用的专用词汇，或可能具有歧义的词汇进行了定义和描述。

3.1 配网自动化系统 Distribution Automation System

配网自动化系统是应用现代电子技术、通信技术、计算机及网络技术，将配电网实时信息、离线信息、用户信息、电网结构参数、地理信息进行安全集成，构成完整的自动化及管理系统，

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实现配电网正常运行及事故情况下的监测、保护、控制和配电管理。它是实时的配电网络自动化与配电管理自动化集成为一体的系统。

3.2 配电主站 Distribution master station

配电主站是整个配网自动化系统的监控、管理中心。

3.3 配电子站 Distribution Substation

配电子站是为分布主站功能、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，实现所辖范围内的信息汇集、处理以及故障处理、通信监视等功能。

3.4 配电远方终端 Remote Terminal Unit – RTU

用于配电网馈线回路的各种馈线远方终端、配电变压器远方终端以及站内远方终端等设备的统称。采用通信通道，完成数据采集和远方控制等功能。

3.5 馈线远方终端 Feeder Terminal Unit – FTU和Distribution Terminal unit - DTU

安装在配电网馈线回路的柱上和开关柜等处。并具有遥信、遥测、遥控和故障电流检测（或利用故障指示器检测故障）等功能的远方终端，称为FTU。

安装在配电网馈线回路的开闭所和配电所等处。具有遥信、遥测、遥控和故障电流检测（或利用故障指示器检测故障）等功能的远方终端，称为DTU。

3.6 配电变压器远方终端 Transformer Terminal Unit – TTU

用于配电变压器的各种运行参数的监视、测量的远方终端，称为TTU。

3.7 馈线自动化 Feeder Automation

馈线自动化是指当馈线发生相间短路或单相接地故障时，自动判断馈线故障区段，自动将故障区段隔离，并恢复对非故障区段用户的供电。

3.8 AM/FM/GIS Automated Mapping/Facilities Management/Geographic Information System

AM/FM/GIS是基于地理信息的可视化资料管理技术，可以在电子地图背景上直观显示配网设施、设备的空间图形信息（几何尺寸、定位信息等），同时在配网图形信息与数据库间建立映射关系。配网AM／FM／GIS所提供的图形能准确地描述真实的配电网络，提供标准化图形符号和注释，当图形或数据需要修改时，若在一处修改，则另一处的修改自动完成。

3.9 负荷开关 Load Switch

负荷开关是指能够在正常电路条件下关合、承载和开断电流以及在规定的异常回路条件下按照规定的时间承载电流的开关装置。

3.10 分段器 Sectionalizer

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分段器是一种能够记忆线路故障电流出现的次数，并完成整定的次数后在无电压或无电流下自动分闸的开关设备。某些分段器具有关合短路电流及开断与关合负荷电流的能力，但无开断短路电流的能力。

3.11 重合器 Circuit Recloser

重合器是指能够按照预定的开断和重合顺序，在交流电路中自动进行开断和重合操作，并在其后自动复位，分闸闭锁或合闸闭锁的本体控制设备。

3.12 时间顺序记录 Sequence Of Event（SOE）

事件顺序记录是当电力设备发生遥信变位如开关变位时，为了便于事后分析，电力保护设备或智能电力仪表会自动记录下变位时间、变位原因、开关跳闸时相应的遥测量值（如相应的三相电流、有功功率等），称为SOE记录。

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4 总则

（1）实施配网自动化的目的是提高供电可靠性、提高供电质量、提高服务质量、提高企业的经济效益和提高企业的管理水平，使供电企业和用户双方受益；

 实施配网自动化，配电网的性能改进主要有：

 减少故障停电次数和停电时间、缩小停电范围、直至避免停电；  监测、改善瞬态及稳态电压质量；  减少和缩短设备检修停电时间；

 优化网络结构和无功配置，降低电能损耗；  提高供电设备利用率，增强供电能力；  有效地调整负荷，有利于削峰填谷；  更好地管理配电设备；

 提高为用户服务的响应速度和服务质量；  改进在故障时对用户的应答能力；  共享系统信息资源。

 通过技术上的改进，使用户和供电企业双方受益，主要有：

 提高供电可靠性，使城市供电可靠率达到99.9%大城市市中心区尽快达到99.99%；  提高供电质量，使电压合格率≥98%；

 提高供电的经济性，包括降低经常性的运行维修成本和推迟基本建设投资两个方面；  提高为用户服务水平和用户的满意程度，改善供电企业形象；  提高供电企业的管理水平和劳动生产率。

（2）配网自动化是城市电网规划设计的重要内容，是城市电网建设和改造的组成部分，是城市电网现代化的重要标志之一。实施配网自动化必须以城市电网的建设及改造为基础，并与之相结合；

（3）配网自动化是一项系统工程，实现配网自动化应：“统筹考虑，全面规划；分析现状、优化设计；因地制宜、分步实施；信息共享、增强效益；充分利用、适当改造；领导重视专业协作”；

（4）本导则适用于城市配电网络，根据在实施配网自动化实践中积累的经验和发现的问题，将适时修改、补充和完善。

5 主要功能

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配网自动化系统应包括： 配网SCADA，变电所、配电所自动化，馈线自动化（FA），AM/FM/GIS，配电管理子系统，高级应用分析子系统，与其他系统的接口等七个内容。

5.1 配网SCADA

（1）配网调度监控和数据采集系统（SCADA）

配网SCADA 系统应包括数据采集（遥测、遥信）、报警、状态监视、遥控、遥调、事件顺序记录、统计计算、趋势曲线、事故追忆、历史数据存储和制表打印等常规内容。还应具有以下功能：支持无人值班变电站的接口，实现馈线保护的远方投切、定值远方切换、线路动态着色、地理接线图与信息集成等功能。 （2）配电网电压管理系统

根据配电网电压、功率因数或无功电流等参数，自动控制无功补偿电容器投切，实现无功自动闭环控制。

（3）配电网故障诊断和断电管理系统

根据远传信息、投诉电话和故障报告的分析、实现故障诊断、故障定位、故障隔离、负荷转移、恢复供电和现场故障检修安排、检修操作票管理、事故报告存档、事故处理信息交换等。

5.2 变电所、配电所自动化

（1）变电所自动化是指与配网自动化相关联的变电所自动化系统，对整个变电所实施数据采集、监视和控制、与控制中心、调度自动化系统（SCADA） 通信、必要时也可与配电网各远方终端（FTU）和用户终端（RTU） 相联、成为配网自动化的配电子站

（2）开闭所（配电所）自动化是指与配网自动化相关联的开闭所（配电所）自动化，一般由安装在开闭所（配电所）内的RTU 来完成，对整个开闭所（配电所）实施数据采集、监视和控制，与控制中心或配电调度自动化系统（SCADA） 通信，必要时也可与配电网各远方终端（FTU） 和用户终端（RTU） 相联，实现数据转发功能。

5.3 馈线自动化（FA）

（1）馈线故障自动隔离和供电恢复系统的主要功能是：当馈线发生相间短路故障时，自动判断馈线故障区段，自动将故障区段隔离，并恢复对非故障区段用户的供电。

馈线自动化可分为两类：

 采用具有就地控制功能的线路自动重合器和/或分段器，实现配电线路故障的自动隔离和恢

复供电的功能，无远方通信通道及数据采集功能；

 采用远方通信通道，具有数据采集和远方控制功能的馈线自动化，该系统除一次设备外

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还包括配电远方终端（FTU），通信通道、电流、电压传感器、电源设备等，实现配电线路故障的自动隔离和恢复供电的功能。

上述两种类型，可根据负荷重要性、负荷密度、网络结构和通信通道，以及当地的经济条件来选择。

（2）馈线数据检测和电压

无功控制系统

正常运行状态下，可实现运行电量参数（包括对馈线、杆变或台变、箱变等设备的电流电压、有功、无功、功率因数及电能量等参数）的远方测量，设备状态的远方监视，开关设备的远方控制和有关定值的远方切换。根据监测点的电压和无功大小，控制电容器的运行状态，达到无功就地平衡，减小线路损耗。

5.4 AM/FM/GIS

AM/FM/GIS（自动制图/设备管理/地理信息系统）目的是形成以地理背景为依托的分布概念和基础信息（电网资料）分层管理的基础数据库，既能方便的查询和管理，又能为电网运行管理提供一个有效的、能操作的具有地理信息的网络模型。对配网设备的资产、设计施工、检修等进行有效的管理，为配电管理子系统提供基础数据库平台，支持该系统应用软件的开发和其他子系统功能的实现。

 向配电管理子系统提供地理背景（变电所、线路、变压器、开关、直至电杆、接户线、路

灯、 用户的地理位置）。利用配电设备管理和用电营业管理系统所提供的信息及数据与小区负荷预报的数据相结合， 共同构成配电网设备运行、 检修、 设计和施工管理的基础并与配电规划设计软件相连接。

 向用电营业管理系统提供多种形式的信息，对大、中、小用户进行申请报装接电、电费/电

价、负荷管理等业务营运工作。查询有关用户地理位置、自动生成几种供电方案，有效地减少现场查勘工作量，加快新用户用电报装的速度，直至实现电话报装。

 为配网SCADA提供静态背景画面；接受配电网络的实时信息，提供动态图层，进行数据

的动态更新和维护，确保数据的实时性。提供实时可操作画面，推出报警画面，显示故障、检修及异常的停电区域，并做事件记录。

 作为处理故障投诉电话的基础，利用用户的故障投诉电话弥补DA 信息采集的不足。根据

投诉地点的多少和位置对故障定位并确定隔离程序，分析出故障停电的范围，并排出可能的故障点顺序。以便指挥现场人员迅速准确地找到并隔离故障点，缩短停电时间，尽快恢复非故障区的供电。

为了保证该系统数据和图形信息的准确性、及时性、一致性和唯一性，有足够的可信度能达到

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实用要求，满足调度部门和生产指挥系统使用，该系统必须能根据地理接线图自动转换成调度用的单线接线图（电气图）和各电压等级的系统框架图。在使用过程中地理接线图和调度用的单线接线图（电气图）能相互转换，并能在任意一种图上挂牌，而在其他类型的图上亦可显示出来。

AM/FM/GIS 把地理空间信息与含实物彩照及设备属性信息有机结合，为配电系统提供各种在线图形（包括地理图形）与数据信息，成为配电系统数据模型的重要组成部分。

它在配网自动化系统中的应用分为以下两个方面。 （1）在线方面的应用

 SCADA 系统将AM/FM/GIS 提供的准确的、最新的设备信息和空间信息与SCADA 提

供的实时运行状态信息有机地结合，为改进电力分配、调度工作质量以及日常维护与抢修等工作服务。

 故障抢修管理系统按照AM/FM/GIS 提供的最新地图信息、设备运行状态信息，根据

用户投诉电话判断的故障地点和抢修队位置，快速准确的确定最佳抢修路线，缩短停电时间。

（2）离线方面的应用

 配电管理子系统

以地理图为背景分层显示变电站分布图、电网接线图、配电线路图，并能够直观表述变压器、断路器、隔离开关，直至电杆、路灯、用户的地理位置，通过鼠标点击，方便查询有关设备的属性信息。  规划设计系统

单位地理图上提供的设备管理和用电管理信息和数据，与小区负荷预报相结合，构成配电网规划、 设计和计算的基础。由于信息及时更新，可保证提供数据的正确性。

5.5 配电管理子系统

配电管理子系统建立在AM/FM/GIS平台上，借助GIS 技术，进行日常的配电网运行管理、工程设计、施工计划、档案和统计等项工作管理，并延伸出其他的辅助应用。

 指标管理：基于最新电网参数，通过提取配网SCADA系统采集的各种运行数据，对供电

可靠率、线损、电压合格率等各种指标进行计算、分析和结果保存；

 配网工况监控：提供了对调度运行专业以外专业人员工作所需的监控功能，包括：实时图

形监测、变电站供电范围分析、故障区域分析与显示、配电变压器负载率显示、继电保护定值管理、实时网络运行方式分析、配电变压器三相不平衡度监视；

 停电管理：对计划停电和故障停电进行管理，功能包括：事故及检修停电范围分析显示、

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停电事项管理、挂牌管理、事故预演重演、历史停电查询；

 用户投诉电话受理：包括用户定位、录音、自动应答等话务功能，并具备启动用户请求处

理流程的功能；

 两票管理：包括操作票和工作票的开票、存储、查询、打印功能；

 设备缺陷检修管理：对配电网运行、检修人员提供管理功能，包括：基于地形图的电力设

施查询统计、巡视管理、缺陷管理、检修与故障抢修管理、预防性试验管理；

 辅助设计及工程管理： 根据配网规划和用户申请及其他相关因素，进行配电工程设计，以

及设备装置改造方案的设计，接受并完成用户申请报装接电的设计任务，实现工作任务单的传递。

5.6 高级应用分析子系统

（1）网络拓扑

网络拓扑用于确定配电网设备联接和带电状态，还用来检查辐射网络有否合环，若有则提出报警。网络结线分析主要有两个步骤：母线分析和电气量分析。 （2）潮流计算

潮流是配电网各种分析的基础。用于电网调度、运行分析、操作模拟和规划设计等。包括计算系统或局部的电压、电流、线损、多相平衡，不平衡潮流，仿真变压器有载调压和电容器操作的结果。 （3）短路电流计算

短路电流计算主要是在配电网出现短路故障情况下确定各支路的电流和各母线上的电压，故障包括单相、两相、三相及接地等类型。在正常运行方式下检查保护特性和检查现行系统开关的遮断能力。在结线方式变化时，应能自动计算、校核和告警。 （4）配网状态估计

状态估计是从不完整的SCADA 数据和母线负荷预测数据，来获得完整的实时网络状态。它是网络分析类推之源。状态估计分两大部分：一是主配网的估计，有实时量测量，属一般状态估计模型；二是沿馈线的潮流分量，无实时量测量，即在已知馈线始端功率和电压（估计值）的条件下，利用母线负荷预测模型，将其分配到各负荷点用于测量计算。 （5）配网负荷预测

由于配电网实际测量量太少，所以负荷预报对配电网安全经济运行有特殊意义。配网负荷预报分两类：地区负荷预报（用于购电计划及供电计划）和母线负荷预报（用于状态估计或潮流计算）。

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（6）网络重构

按照网络线损率最小、配变之间负荷尽可能均匀分配、合格的电压质量、最少的停电次数、对重要用户尽可能平衡供电等目标函数，对网络结构进行优化和重构。 （7）电压/无功分析及优化控制

无功电压优化。首先按变电所进行优化，在具备条件时，按网络结构进行优化。

5.7 与其它系统接口

与调度主站系统的接口，MIS网上的数据发布等。

6 规划设计

配网自动化工作涉及的面广、量大、投资高，因此必须根据各个地区的不同社会用电需求特点，配网结构、设备状况和可靠性要求等方面综合考虑，制订规划，开展试点工作。在总结经验的基础上，逐步推广，分步实施。

6.1 要求

（1）统一规划，分步实施，以避免因系统发展和技术进步而造成重复建设或推倒重来； （2）配网自动化的规划应与配网改造和发展规划同步，并相互协调配合，实现整体投资的综合优化；

（3）规划的系统和设备必须满足各种接口标准化和开放性要求；

（4）尽量发挥现有系统和设施的作用，最大限度地利用原有资源，非标准系统可通过必要转换接入标准系统

尽量延长可用期限；

（5）应尽量选用模块化设计产品，便于功能扩展和现场升级，满足系统发展要求，避免以后重复投资；

（6）配网自动化的信息分为实时、管理和网际三个层次，信息管理应具有不同层次的安全保护措施， 以保证配网自动化的正常工作，尤其应确保实时系统的安全；

（7）配网自动化所需的基础设备和装置，应贯彻先进、可靠、实用、经济的方针不应盲目攀比；

（8）在确保功能和质量的前提下，应优先采用国产设备；

（9）配网自动化应综合考虑经济效益和社会效益，从提高供电安全性和可靠性，提高工作效率和管理水平，减少运行维护费用和各种损耗，推迟电源建设投资，改善社会公众形象等各方面进行分析。可能条件下，尽量进行定量分析，计算投资效益。

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6.2 主要内容

（1）规划设计的依据和网络现状分析；

（2）根据需要解决的问题及实现的功能、指标和所遵循的各种标准，进行全面规划，制订技术方案；

（3）与配网改造和发展规划的配合； （4）总体投资估算和实施期限； （5）实施步骤和年度计划； （6）效益预测。

6.3 编制规划参考步骤

（1）规划设计依据资料的准备

 配网改造和发展规划；  现有自动化系统和设备；

 现有通信系统及其规划，和其他公用通信系统的配合；  用户特点和要求；  资金来源的年度投入水平。 （2）规划设计

 目标；

 功能配置和指标；  遵循的有关标准；  对一次系统的要求；  配电自动化工程的系统方案；  通信系统方案；

 主要设备清单、估算书和效益分析。 （3）分步实施及年度计划

 分步实施项目；  今后发展升级的措施；  年度计划表；  首期详细设备清单；  估算书。

6.4 主要技术原则

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6.4.1 自动化系统

（1）系统标准性：

为了使配网自动化系统的各应用程序能在不同的平台上运行，应按照多系统集成的开放性原则，遵循下列接口标准：

 操作系统

POSIX1003.1 操作系统接口

POSIX1003.4 实时性扩充，目前流行的两个操作系统

Windows NT/2000/2003 和UNIX 均符合此标准。  数据库

数据库应支持结构查询语言SQL ，应具有ODBC 接口。  人机界面

遵循针对用户人机界面通信的X-Windows 和图形用户界面外观及其定义的0SF/Motif 标准。PC 机可以采用事实上的工业标准MS-Windows 标准。  通信规约

在网络通信上遵循ISO 的7 层开放系统互联网络OSI 协议模型LAN 协议和TCP/IP 协议现场终端装置（FTU）和智能电子装置（IED）的通信协议应遵循有关国家标准、国际标准或通用标准。 （2）系统开放性

应遵循标准性规定的操作系统、人机界面和通信接口标准，并能用标准的结构查询语言访问不同的数据库，以保证在相同或不同的支撑平台上，可运行不同的应用程序，同时应具备用户应用软件的开发环境。 （3）系统集成性

在遵循各种接口标准的基础上，应能利用系统的开放性，按照用户的要求集成不同厂家的应用软件。 （4）系统可扩充性

软件系统及其相关的硬件设备，应能根据用户需求，按照不同的阶段计划和要求，灵活配置，逐步投入，逐步扩展，逐步升级，充分保证前期投资的可利用性。 （5）系统安全性

系统必须采取措施确保数据存取的安全性，防止各种病毒的感染。大部分在线维护处理，包括图形编辑，应用数据库的制作和实时数据库记录的增加、删除和修改等，必须在不中断和不干扰系统的正常工作的情况下，以在线的方式进行。系统必须具有权限管理功

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能。各系统之间必须有隔离措施，防止相互干扰。 （6）系统可维护性：

系统的硬件软件、数据应便于维护，各部件都应具有自检和联机诊断校验的能力。软件应有备份便于安装启动。数据库存取应具有应用程序接口。应保证数据的唯一性和一致性。

6.4.2 馈线自动化控制方式

（1）就地控制，没有数据采集功能

变电所馈线断路器与具有就地控制功能的自动重合器和/或分段器配合，在线路发生故障时，按规定的程序完成对故障线路的隔离，恢复对非故障区段的供电。对故障区段以后部分，可考虑人工恢复供电。限于通道条件，设备状态信息不能上送。 （2）就地控制，有数据采集功能

同第一种，但设备状态信息和有关数据可利用通道上送控制中心。

（3）控制中心远方集中控制

当故障发生后，现场的测控装置将现场的设备状态及故障信息送入控制中心，由控制中心进行故障定位，确定故障区段，自动或人工干预发出有关操作命令，隔离故障区段，恢复对非故障区段的供电。 （4）配电子站远方分布控制

可在变电所设置配电子站，由配电子站代替控制中心，实现对馈线的正常监测和故障时的定位、隔离和恢复供电。配电子站与上级控制中心通信，转发现场开关状态及数据信息并接收控制中心的命令。

6.4.3 馈线自动化方案

实现馈线自动化方案，在网架结构上要达到以下要求：与变电站开关保护能可靠地互相配合；回路负荷可以转移；结线回路应合理分段；优先选择负荷开关的组合方案，也可采用断路器元件的方案；变电站有关出线开关的性能和可靠性应能满足实施要求。根据不同的配电网络结构，具体方案如下：

（1）对一般放射性网络：

采用手动操作的负荷开关对长线路进行分段，并采用短路故障指示器，便于人工及时寻找故障点，手动隔离故障和恢复对非故障区段用户的供电。 （2）对供电可靠性要求较高的放射性网络：

采用重合器、分段器及短路故障指示器，以能够完成对故障的自动隔离，及时恢复对

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非故障区段用户的供电，对故障区段以后部分，可考虑人工方法恢复供电。其控制方式可采用6.4.2 控制方式之（1）或（2）。 （3）对供电可靠性要求高

允许开环运行的网络：

采用负荷开关及短路故障指示器等具有故障判断能力的设备，以能够完成对故障的自动隔离、以及网络的自动重构，及时恢复对非故障区段的供电。其控制方式可采用6.4.2 控制方式之（3）或（4）

（4）对供电可靠性要求很高，必须闭环运行的环形电缆网络：

可配置断路器的环网开关柜和线路纵差保护等方案再配以通信和数据采集设备，实现配网数据的自动采集和监控。其控制方式可采用6.4.2 控制方式之（3）或（4）。 根据负荷性质的重要性、设备具体状况和资金能力等，可一步到位实施，也可分步实施需要升级的应充分考虑今后功能扩充的可能性，避免大量更换设备，重复投资。

7 实施和功能配置 7.1 实施

配网自动化系统实施时，一般可按下列程序进行： （1）分析现有配电网络结构及自动化配置状况；

（2）制订配网自动化的目标、试点区域及其分步实施方案；

（3）分步实施的功能设计，包括选定自动化设备、通信方式、对配电系统设备要求和改造方案等；

（4）进行配网自动化的系统设计； （5）实施试点工程；

（6）总结试点经验，在此基础上，有步骤地推广自动化方案； （7）健全规章制度，调整理顺管理工作。

7.2 功能配置

根据各地的经济发展水平、负荷重要性和负荷密度和对供电可靠性的要求，配网自动化功能配置可分为三类。各城市要实事求是地正确定位，根据当地的配电系统和用电情况的实际，选定配网自动化的功能配置和装置配备，构成符合实际的切实可行的有效益的配网自动化规划。

根据配网自动化的全面规划中的分步方案，首先确定每阶段的自动化功能的配置方案，原则上可分为必备功能和选用功能两部分，要做到确保必备功能的实现，并力求增加若干有实用价值的选

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用功能。本导则提出的三种类型的必备和选用的自动化功能配置方案。参见表1，各地应根据各自实际情况制订具体方案，不宜简单套用。

表1 配网自动化功能配置表

分类 Ⅰ类 类别 配电网的运行和监控 必备功能 1.开关状态监视 2.切换操作监视 3.报警监视（负荷及电压越限等） 4.遥测 5.开关遥控操作 6.遥调（参数远方改定值） 7.网络拓扑着色 8.历史数据管理 9.地理信息及非空间图形维护 10.设备台帐管理 11. 图形WEB发布 12.(功能略) 13.正常运行监控(保护分段自动化有载分接开关操作电容器自动投切) 14.故障监测定位自动隔离及恢复供电 15.指标管理（包括供电可靠性、线损分析、电压合格率分析） 16.配网工况监控 17.停电管理（范围分析、事故预演） 18.两票管理 19.设备缺陷检修管理 20.与其他系统接口 Ⅰ类功能的： 1, 2, 3 ,4 ,5 ,6 ,7 ,8,9,10,11,12,13,14,20 Ⅰ类功能的: 15,16,17,18,19,24,25, 26,27, 28, 29,30,31,32 Ⅰ类功能的: 15,16,17,18,19,24 选用功能 21.用户投诉电话处理 22.辅助设计及工程管理 23.事故追忆 24.事件顺序记录 25.负荷预测 26.潮流计算 27.安全分析 28.状态估计 29.电压及无功优化 30.网络结构优化和重构 31.网络拓扑分析 32.短路电流计算 AM/FM/GIS 变电所自动化 馈线自动化 配电管理 其他 Ⅱ类 Ⅲ类

Ⅰ类功能的: 1, 2, 3 ,4 ,5 ,6 ,7 ,8,9,10,11,12,13,14 8 通讯方案 8.1 配电网通讯的层次

配电网自动化的通信层次与配网自动化的整个系统结构和功能密切相关可分为用户、变电所或配电子站、控制中心三层。通信方式应根据使用场合，通信速率实时性、可靠性和数据量等要求、

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经过经济技术指标比较后，合理选择。

（1）用户

在抄表、设备监测（如配变监测及用电设备监测）等场合，主要目的是监视和测量，实时性要求不高。与它联接的上一级一般是自己的监测主站，也可能是现场终端装置。它们之间的通信可以选用音频、双绞线、电话线、无线电、配电线载波等媒体。 （2）变电所或配电子站

变电所和配电子站与控制中心之间的通信可采用光纤、无线扩频、数字微波、载波或有线通信。 （3）控制中心

现场的测控装置既需要与上一级通信，也可能相互之间通信。上级主站可以是控制中心也可以是设在变电所等地点的配电子站。

 在新建的电缆网络中，其通信媒介应优先考虑使用光纤系统，一般使用光纤单环网

系统，对可靠性要求较高的场合，可使用星形结构或具有自愈能力的光纤双环网系统；

 在改造的电缆网络及某些线路不复杂的架空网络中，可使用光纤通信系统，根据实

际情况也可使用音频、双绞线等有线通信方式；

 在架空网络中，对于中小城市无线频点允许的情况下，可使用无线通信系统。对于

无法申请到无线频点或无线通信效果不能满足可靠性要求时，可使用光纤或其他有线方式。在通信阻挡不严重的场合也可以使用扩频无线通信；

 配电线载波，多用于自动抄表和负荷管理等场合，采取一定措施后，也可用于馈线

自动化。

8.2 各种通讯装置的基本要求

（1）具有RS-232 或RS-485 串行接口； （2）具有网络接口； （3）通信速率

 多模光纤：1～100kbps；  单模光纤：1kbps～2Mbps；  无线电台：≥1200bps；  其他： ≥ 300bps。

（4）电源：具有可靠的交、直流工作电源；

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（5）环境：适应户外运行的温度和湿度环境。

9 对一次设备的要求

为满足故障隔离、负荷转移和恢复对非故障用户的供电、提高供电可靠性的需要、配电网络除应有可靠的电源外、还应根据具体应用条件、正确选用一次设备及其附属设备、以保证和配网自动化网络可靠性相匹配。

应采用可靠性高、免检修、少维护、可电动操作的无油化开关设备，包括断路器、重合器、负荷开关、分段器、重合分段器、环网开关等设备。它们的技术指标和技术性能应满足相应的标准要求，同时还应具有以下特性：

（1）用于就地控制的开关设备，在失去交流电源的情况下，除能就地进行手动合闸和手动分闸外

至少还能进行自动合闸和自动分闸各一次；

（2）应至少内附一组电流互感器或电流传感器，用于故障电流及负荷电流的检测； （3）可内置或外接电压互感器，或其他低压电源作为操作电源；

（4）用于电压信息检测时，应内置电压互感器或电压传感器，或高压电源变压器、或外接电压互感器；

（5）应至少提供一组反映开关状态的辅助触点（动合/动断）；

（6）失去交流电源后，仍需进行控制和数据通信的开关设备（包括断路器、重合器、负荷开关、分段器、重合分段器等设备），应配备足够容量的蓄电池组和相应的充电设备。

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附录 A （规范性附录） 基本技术指标

A1 系统基本技术指标

（1）测量值

 测量综合误差 ≤1.5%；  遥测合格率 ≥98%。 （2）开关量

 遥信正确率 ≥99%；  事件顺序记录分辨率 ≤20ms。 （3）信道

 传输速率：传输速率可选用600bit/s, 1200bit/s, 2400bit/s, 4800bit/s, 9.6Kbit/s,

19.2Kbit/s,2048Kbit/s或10Mbit/s或100Mbit/s或1000Mbit/s等；  信道： 半双工、双工；

 通信规约： 应遵循有关国家标准国际标准或通用标准；  误码率： ≤10-5（S/N ≤17db时）。 （4）系统响应

 开关量变位传送到主站 ≤5s；  遥测越死区传送 ≤5s；  控制命令 ≤5s-10s；  画面响应时间 ≤5s；  双机切换时间(EEP) ≤30s；  事故优先。 （5）系统可靠性

 可用率 ≥99.8%；  平均无故障运行时间(MTBF)

 主机和RTU ≥8760h；  FTU ≥20000h；

（6）不间断电源UPS

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 交流失电后维持主站控制中心供电≥4h。

A2 配变监测终端功能及技术指标

（1）电能计量功能

 双向有功电能量；  双向无功电能量。 （2）功率计量功能

 有功功率；  无功功率；

 最大需量及出现的时间；  记录代表日的整点有功功率。 （3）控制功能

 远程校时功能；  读数冻结功能；  实时数据发送功能。 （4）预置功能

 当地预置电能表底读数；  远程预置电能表底读数；  远程参数下载。

（5）测量三相电压、三相电流和零相电流。 （6）统计电压合格率。

（7）装置自诊断和程序自恢复功能。 （8）装置电源失电后数据保存功能。 （9）配变监测终端技术指标

 电流、电压遥测精度 ≤0.5%；  电能量遥测精度 ≤1.0%；  功率遥测精度 ≤1.0%；  环境条件

A3 开关控制器(包括FTU)功能及技术指标

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符合当地气象条件和设备工作环境的要求。

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（1）开关控制器（包括FTU）的功能：

 采集并发送状态量，遥信变位主动上报；  交流采样并发送遥测量；

 过电流识别（相间短路、单相接地短路、过流、浪涌）；  故障区段的自动隔离和恢复；  接受并执行遥控命令；  被测量越死区传送；  越限告警和装置故障告警；  程序自恢复和装置自诊断；  与主站通信功能；  远程参数下载功能；  自带UPS 电源或蓄电池；

 交流电源失电后，能对开关进行分、合操作。 （2）开关控制器（包括FTU）的技术指标

 电源

 额定输入电压：12/24V DC 或50Hz AC 100/220V 10%。

 模拟量输入

 交流输入(电压、电流信息量可任意配置)；

 额定交流电压输入： 和电压互感器或传感器配合；  额定交流电压过载能力：150%连续；

 额定交流电流输入： 和电流互感器或传感器配合；  额定交流电流过载能力：长期连续2 倍额定电流；  40 倍额定电流大于1s ；  采样速度： ≥每周波16 ；

 点测量精度： I，U≤1.0% P，Q≤2.0% 。  开关量输入

 4N+4 路光隔离(1500V DC) 的开关量、空接点或脉冲量(12V  开关量输出：

 2N+2 路继电器接点输出，接点容量：5A 30V DC/250V AC。 通信配置RS485口 1 个

RS232口 2 个，网络接口１个；

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20mA 10 s)。

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 事件记录分辨率 ≤10ms；

 环境条件： 符合当地气象条件和设备工作环境的要求；  抗干扰性能：符合国标GB6162；  绝缘耐压： 满足部标DL478。

A4 开闭所及配电所RTU 的功能及技术指标

（1）开闭所及配电所RTU 的功能：

 采集并发送状态量：遥信变位主动上报；  采集并发送数字量；  交流采样并发送遥测量；  采集并发送脉冲计数值；

 过电流识别（相间短路、单相接地短路、过流、浪涌）；  故障区段的自动隔离和恢复；  接受并执行遥控命令；  被测量越死区传送；  越限告警和装置故障告警；  程序自恢复和装置自诊断；  与主站通信；  远程参数下载；

 自带UPS电源或蓄电池；

 交流电源失电后能对开关进行分合操作。 （2）开闭所及配电所RTU 的技术指标

 电源

 额定输入电压：12V/24V DC 或50Hz AC 100V/220V ±10%。  模拟量输入

 交流输入（电压电流信息量可任意配置）；

 额定交流电压输入： 和电压互感器或传感器配合；  额定交流电压过载能力：150%连续；

 额定交流电流输入： 和电流互感器或传感器配合；  额定交流电流过载能力：长期连续2 倍额定电流；

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 40 倍额定电流大于1s；

 采样速度： ≥每周波16 点；

 测量精度：I ，U ≤0.5% 电能量≤1.0%(需电费计量的电能量≤0.5%)。  开关量输入：

 6 ×N 路光隔离(1500V DC) 的开关量、空触点或脉冲量(12V， 20mA， 10  开关量输出：

 4N 路继电器触点输出，触点容量：5A， 30V DC/250V AC。  通信配置：

 RS485口 1个 RS232口 2个 网络口１个。  事件记录分辨率： ≤10ms；

 环境条件： 符合当地气象条件和设备工作环境的要求；  抗干扰性能： 符合国标GB6162；  绝缘耐压： 满足部标DL478。

s)。

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附录 B （规范性附录） 主站计算机系统

B1主站计算机系统的配置

（1）硬件

 服务器的配置

 采用冗余双机配置；

 系统容量配置CPU负载合理；  双网负载均衡；  配备专用UPS。  工作站的配置

 双网负载均衡；

 系统的响应速度应符合工作的要求。  网络选型及配置

 快速以太网。

（2）操作系统软件

 当前常用的操作系统：网络系统NT或UNIX。

B2 主站系统功能

配电主站的功能主要有两个方面： 一是实时功能；二是管理功能。 （1）配电主站的实时功能：参见表2

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表2.配电实时功能

基本功能 ① 电压 ② 电流 模 拟 量 数 据 采 集 状 态 量 数 字 量 ③ 有功功率 ④ 无功功率 ⑤ 功率因数 ⑥ 温度 ⑦ 频率 ① 电能量 ② 标准时钟接收输出 ① 开关状态 ② 事故跳闸信号 ③ 保护动作信号和异常信号 ④ 终端状态信号 ⑤ 开关储能信号 ⑥ 通信状态信号 ⑦ SF6开关压力信号 数 据 传 输 ① 与配电子站和远方终端通信 ② 与调度自动化系统通信 ③ 与管理信息系统交换信息 ④ 与用电管理系统交换信息 ⑤ 与其它系统交换信息 ① 有功功率总加 基本功能 √ √ √ √ 选配功能 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ ② 无功功率总加 ③ 有功电能量总加 ④ 无功电能量总加 ⑤ 越限告警 ⑥ 计算功能 ⑦ 合理性检查和处理 ① 开关分合闸 ② 闭锁控制功能 ③ 保护及重合闸远方投停 ④ 保护定值远方设置 ① 事件顺序记录 ② 事故追忆 - 24 -

数 据 处 理 控 功 制 能 事 报 件 告 √ √ SD/T xxx—200x 表2（续） ① 配电网络图 ② 变电站、开闭所、配电所、中压用户一次结线图 面 显 示 与 人 机 联 系 报 与 表 打 管 印 理 大屏幕 ① 数据库 主 ② 界面及图形维护 站 系 统 维 护 远 维 方 护 故 障 处 理 基本功能 基本功能 选配功能 画 √ √ √ √ ③ 系统实时数据显示 ④ 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 ⑤ 主要事件顺序显示 ⑥ 事件报警：推图、语音、文字、打印 ⑦ 配电自动化系统运行状况图 ⑧ 发送遥控、校时、广播冻结电能命令等 ⑨ 修改数据库的数据 ⑩ 生成与修改图形报表 ① 报表编辑 ② 定时打印 ③ 召唤打印 ④ 异常及事故打印 ⑤ 操作记录存储、查询、打印 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ 操 作 ③ 通信系统设备参数的维护 维 ④ 设备自诊断 护 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ ① 配电主站远方维护 ② 配电子站远方维护 ③ 配电终端远方维护 ① 故障区段定位 ② 故障区段隔离、恢复非故障区段供电 ③ 网络重构 ① 网络拓扑 ② 潮流计算 应用软件 ③ 短路电流计算 ④ 电压、无功分析及优化 ⑤ 负荷预测 ⑥ 网络优化

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（2）配网主站的管理功能 见表3

表3.配网主站的管理功能

功 能 基本功能 √ 选配功能 ① 采集变电站、配电网、用户中与可靠性管理有关的实时数据，录入其它采集数据，进行配电系统的供电可靠率分析与管理。 ② 采集变电站、公用配电变压器、专用变压器用户、低压用户等实时电能量数据，录入所需手抄电能量数据，进行线损分线、分台区分析与管理。 ③ 采集变电站母线、公用配电变压器、专用变压器用户、低压用户电压监测点的实时电压数据，录入其它电压监测点的电压数据，进行全局电压合格率分析与管理。 指 标 管 理 √ √ 地 理 信 图 形 及 数 据 维 护 ① 支持商用数据库 ② 地理结线图自动生成电气单线图 ③ 图形数据的录入、转换和编辑，（包括道路图、建筑物分布图、行政区规划图、地形图、电网设备分布图等） ④ 属性数据的录入、转换和编辑 ⑤ 属性数据与图形数据的关联 ⑥ 含有配电网络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。 ⑦ 图形建模 ⑧ 系统内数据一致性 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ 查 息 询 系 与 统 统 ① 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)。 ② 区域查询与统计 ③ 按设备类型查询与统计 ④ 重要用户查询与统计 ⑤ web发布功能 ⑥ 其它查询 计 配 电 管 理 ① 实时电气单线图 ② 实时地理结线图 ③ 实时配电网络工况监测 ④ 变电站供电范围分析与显示 ⑤ 故障区域分析与显示 ⑥ 配电变压器负载率 ⑦ 继电保护定值 ⑧ 实时网络运行方式分析 ⑨ 配电变压器三相不平衡度监视 √ √ √ √ 配 网 工 况 停电管 理 ① 事故及检修停电范围分析、显示 ② 停电事项管理 ③ 挂牌管理 ④ 事故预演、重演 - 26 -

√ √ √ √ SD/T xxx—200x

表3（续）

功 能 用户 投诉电话受理 工作票单管理 ① 操作票、工作票生成 ② 操作票、工作票、停电申请单显示、打印、存储 ③ 网上传递、网上签名 ① 以地理图为背景分层显示配电网电力设备、设施，编辑、查询、统计相关技术资料及表格 ② 巡视管理 ③ 缺陷管理 ④ 检修与故障抢修管理 ⑤ 预防性试验管理 ① 用户业扩供电方案 辅助设计 ② 线路改造方案 辅助工程管理 √ √ √ ① 用户定位 ② 自动录音（带时标） ③ 投诉处理 ④ 自动应答 √ √ √ √ √ √ √ √ 基本功能 选配功能 √ √ √ √ 设 备 管 理 设备维护及检修管理 B3 数据库应具有ODBC 接口的数据库 B4 地理信息系统

（1）能动态显示实时数据

响应速度快；

可用于多个工作站；

（2）平台支持通用的编程语言VC++ 等

（3）支持常用的图形格式数据及属性数据的转换； （4）支持大型数据库； （5）图形用二维

有条件的可考虑用二维半；

（6）地理图的分层应符合国标； （7）电网分层标准；

（8）电网图形符号的标准尽量与国标统一；

（9）设备编码标准与国家电力公司信息中心及国标统一。

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