【其它国内标准】 配电自动化技术导则

规范性引用文件
3术语和定义
配电自动化对一次网架和设备的要求配电自动化系统
信息交互
配电自动化对通信系统的要求
9验收的技术要求
10运行维护的技术要求
附录A（规范性附录）配电自动化系统与相关应用系统的信息交互附录B（资料性附录）多种配电通信方式综合应用的典型案例编制说明
Q/GDW382-—2009
Q/GDW382-2009
配电自动化是坚强智能电网建设的重要工作内容之一，按照“统一规划、统一标准、统一建设”的工作原则，为有效指导公司配电自动化相关工作，国家电网公司组织编写了《配电自动化技术导则》，作为公司智能电网标准体系的重要组成部分。本标准遵循全面性、适用性、差异性和前瞻性的原则，在总结以往配电自动化实践经验的基础上，从公司生产运行的实际需要出发，针对配电自动化量大面广的特点，以及不同规模和不同条件下配电自动化的应用需求，对配电自动化相关工作提出了规范性技术要求。本标准是配电自动化相关工作的技术指导性文件，同期编制的《配电自动化试点建设与改造技术原则》，在依据本标准的基础上，对配电自动化建设与改造工作提出了可操作的规范性要求。本标准的附录A为规范性附录，附录B为资料性附录。本标准由国家电网公司生产技术部提出并负责解释。本标准由国家电网公司科技部归口。本标准主要起草单位：国网电力科学研究院。本标准参加起草单位：中国电力科学研究院、上海市电力公司、福建省电力公司、北京市电力公司、浙江省电力公司、宁夏电力公司、国网信息通信有限公司。本标准主要起草人：沈兵兵、李卫良、赵江河、张子仲、丁孝华、陆融、彭晖、赵高峰、顾欣欣、付永长、陈国锋、钟晖、马崇伟、朱晓芬。1范围
配电自动化技术导则
Q/GDW382—2009
本标准规定了国家电网公司管辖范围内中压配电网配电自动化及系统的主要技术要求和功能以及与相关应用系统信息交互应遵循的主要技术原则。本标准适用于国家电网公司所属各区域电网公司省（自治区、直辖市）公司配电自动化及系统的规划、设计、建设、改造、验收和运行。2规范性引用文件
下列文件中的条款通这本像准的引用而成为本标推的条款。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2或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最版本。凡是不注日期的引用文件其最新版本适用于本标准。GB/T13720地区电网数据采集与监控系统通用技术条件GB/T13729
GB/T14285
DL/T550
DL/T599
DL/T634
DL/T721
DL/T790
DL/T814
端设备
保护和安全自动装置技术规程
动规约
饲度自动化系统运行管理规程
意网调度自动化功能规范
低压配电网改造技术
设备及系统
配电网自动化系统远方终端
来甩配电线载波的配电自动化
DL/T890
动化系统功能规范
管理系统应用程序接口
DL/T1080免费标准bzxz.net
Q/GDW156城市
业应用集成配电管理的系统接
网规划设计导则
Q/GDW370城市配电国技术导则
IEC 60870 TelecontrolEquipment-and SystemsIEC61968Application Imtegration-atElectricUtilities-System Interfaces forDistributionManagementIEC61970EnergyManagementSystemApplieatiorrProgramInterface（EMS-API)电监安全［2006］34号电力二次系统安全防护总体方案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国家电网调［2009]1162号智能电网调度技术支持系统建设框架生配电［2009】124号SG186生产管理系统配网业务需求功能规范3术语和定义
配电自动化distributionautomation配电自动化以一次网架和设备为基础，以配电自动化系统为核心，综合利用多种通信方式，实现对1
Q/GDW382—2009
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。3.2
配电自动化系统distributionautomation system实现配电网的运行监视和控制的自动化系统，具备配电SCADA（supervisory controland dataacquisition）、馈线自动化、电网分析应用及与相关应用系统互连等功能，主要由配电主站、配电终端、配电子站（可选）和通信通道等部分组成。3.3
配电SCADA distribution SCADA也称DSCADA，指通过人机交互，实现配电网的运行监视和远方控制，为配电网的生产指挥和调度提供服务。
配电主站masterstation of distributionautomation system配电主站是配电自动化系统的核心部分，主要实现配电网数据采集与监控等基本功能和电网分析应用等扩展功能。
配电络端remoteterminalunit ofdistribution automation system安装于中压配电网现场的各种远方监测、控制单元的总称，主要包括配电开关监控终端：feederterminalunit（FTU，简称馈线终端）、配电变压器监测终端transformerterminalunit（即TTU，简称配变终端）、开关站和公用及用户配电所的监控终端distributionterminalunit（即DTU，站所终端）：等。3.6
配电子站 slave station of distribution automation system为优化系统结构层次、提高信息传输效率、便于配电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、处理或故障处理、通信监视等功能。3.7
馈线自动化feederautomation
利用自动化装置或系统，监视配电线路的运行状况，及时发现线路故障，迅速诊断出故障区间并将故障区间隔离，快速恢复对非故障区间的供电。4总则
4.1总体要求
a）配电自动化应以提高供电可靠性、改善供电质量、提升电网运营效率和满足客户需求为目的，根据本地区配电网现状及发展需求分阶段、分步骤实施：b）配电自动化应纳入本地区配电网整体规划，在进行配电网的建设与改造时，应考虑实施配电自动化的需要：
c）配电自动化建设与改造应统一规划、因地因网制宜，依据本地区经济发展、配电网网架结构、设备现状，负荷水平以及不同区域供电可靠性的实际需求进行规划设计，合理选择配电自动化实现方式，力求经济、实用、可靠。4.2配电自动化系统的建设与改造原则a）配电自动化系统应以面向配电调度和配电网的生产指挥为应用主体进行建设，实现对配电网的监视和控制，满足与相关应用系统的信息交互、共享和综合应用需求；b）配电自动化系统应满足相关国际、行业、企业标准及相关技术规范要求，系统主站设计应满足系统通用性和扩展性要求，减少功能交叉和余：c）配电自动化系统应按照先进性、可靠性、经济性、实用性原则，充分利用已有设备资源，综合2
考虑多种通信方式并合理选用；配电自动化系统应满足电力二次系统安全防护有关规定：d)
Q/GDW382—2009
配电自动化系统应满足配网调控一体化技术支持系统的功能要求，并考虑配电网智能化扩展应e
配电调度功能应满足智能电网调度技术支持系统建设框架和总体设计的要求。f)
5配电自动化对一次网架和设备的要求5.1次网架和设备要求
a）配电自动化实施区域的网架结构应布局合理、成熟稳定，其接线方式应满足Q/GDW156《城市电力网规划设计导则》和Q/GDW370《城市配电网技术导则》等标准要求：b）一次设备应满足遥测和（或）遥信要求，需要实现遥控功能的还应具备电动操动机构；实施馈线自动化的线路应满足故障情况下负荷转移的要求，具备负荷转供路径和足够的备用c）
容量。
5.2其他要求
a）配电自动化实施区域的站所应提供适用的配电终端工作电源：b）配电网电缆通道建设时，应考虑同步建设通信通道。6配电自动化系统
6.1系统总体架构
配电自动化系统主要由配电主站、配电终端、配电子站（可选）和通信通道组成（系统构成见图1）。一级调
度自动化
电网GIS
配电子站
通信网
(接入层）
变压器
生产管理
信息交互总线
配电主站
通信网(骨干层)
配电子站
通信网
（接入层）
配电自动化系统构成
营销管理
信息系统
配电自动化系统
Q/GDW382-2009
其中，配电主站是数据处理/存储、人机联系和实现各种应用功能的核心：配电终端是安装在一次设备运行现场的自动化装置，根据具体应用对象选择不同的类型：配电子站是主站与终端的中间层设备，一般用于通信汇集，也可根据需要实现区域监控功能：通信通道是连接配电主站、配电终端和配电子站之间实现信息传输的通信网络。
配电自动化系统通过信息交互总线，与其他相关应用系统互连，实现更多应用功能。6.2配电主站
配电主站应构建在标准、通用的软硬件基础平台上，具备可靠性、可用性、扩展性和安全性，并根据各地区的配电网规模、实际需求和配电自动化的应用基础等情况选择和配置软硬件。6.2.1基本功能
a）配电SCADA：数据采集（支持分层分类召测）、状态监视、远方控制、人机交互、防误闭锁、图形显示、事件告警、事件顺序记录、事故追忆、数据统计、报表打印、配电终端在线管理和配电通信网络工况监视等：
b）与上一级电网调度（一般指地区电网调度）自动化系统和生产管理系统（或电网GIS平台）互连，建立完整的配电网拓扑模型。6.2.2扩展功能
a）馈线故障处理：与配电终端配合，实现故障的识别、定位、隔离和非故障区域自动恢复供电：b）电网分析应用：模型导入/拼接、拓扑分析、解合环潮流、负荷转供、状态估计、网络重构、短路电流计算、电压/无功控制和负荷预测等：c）智能化功能：配电网自愈控制（包括快速仿真、预警分析等）、分布式电源/储能装置/微电网的接入及应用、经济优化运行以及与其他智能应用系统的互动等。6.2.3配置原则
a）硬件配置
主要设备应采用双机、双网余配置，满足可靠性和系统性能指标要求，具有扩展性、通用性。配电主站应有安全、可靠的供电电源保障。b）软件配置
1）服务器与工作站宜采用Unix/Linux操作系统；2）应采用成熟可靠的支撑和应用软件，满足相关技术标准和规范。c）功能配置
1）配电主站应在具备基本功能的基础上，根据实际需要，合理配置扩展功能；2）在相应区域具备完备的配电网络拓扑的前提下，可配置馈线故障处理功能；3）在信息量的完整性和准确性满足要求的前提下，可配置电网分析应用功能：4）在配电主站功能成熟应用的基础上，可结合本地区智能电网工作的开展，合理配置智能化功能。
6.3配电终端
6.3.1应用对象和类型
配电终端应用对象主要有开关站、配电室、环网柜、箱式变电站、柱上开关、配电变压器、配电线路等。
根据应用的对象及功能，配电终端可分为馈线终端（FTU）、站所终端（DTU）、配变终端（TTU）和具备通信功能的故障指示器等。配电终端功能还可通过远动装置（RTU，remoteterminalunit）、综合自动化装置或重合闸控制器等装置实现。
6.3.2基本要求
a）配电终端应根据不同的应用对象选择相应的类型：4
b）配电终端应采用模块化设计，具备扩展性：Q/GDW382—2009
c）配电终端应具备运行信息采集、事件记录、对时、远程维护和自诊断、数据存储、通信等功能：d）除配变终端外，其他终端应能判断线路相间和单相等故障；e）支持以太网或标准串行接口，与配电主站/子站之间的通信宜采用符合DL/T634《远动设备及系统》和DL451《循环式远动规约》标准的101、104通信规约和CDT通信协议。6.4配电子站
6.4.1子站类型
配电子站分为通信汇集型子站和监控功能型子站。通信汇集型子站负责所辖区域内配电终端的数据汇集、处理与转发：监控功能型子站负责所辖区域内配电终端的数据采集处理、控制及应用。6.4.2子站基本功能
通信汇集型子站：
a）！终端数据的汇集、处理与转发：b）远程通信；
c）终端的通信异常监视上报；
d）远程维护和自诊断
监控功能型子站：C
应具备通信汇集型子站的基本功能a）
b）在所辖区域的配电线路发生故障时，子站应具备故障区域自动判断、隔离及非故障区域恢复供电的能
）信息存健
d）人机交
6.5馈线自动化
6.5.1实施原则
半将处理情况上传至配电主
馈线自动化切能应在对供电可靠性有选步要求的区域实施，应具备必要的配电一次网架、设备和通信等基础条件，变电站/开闭所出线等保护配合6.5.2实现模式四
馈线自动化可采取以下实现模式：a）就地型：端要配电主站或配电子站控制，通过终端相互通信、保护配合或时序配合，在配电网发生故障痛离故障区域，恢复非故障区域供电，并上报处理过程及结果。就地型馈线自动化包括重骨器
式、智能分布式
集中型：借助邀信段，通过配电终端和配电主站/子站的配合在发压故障时，判断故障区域，b)
并通过遥控或人工隔离故障区域，全自动方式等。
7信息交互
7.1基本要求
复非故障区域供电。集中型馈线自动化包括半自动方式、信息交互基于消息传输机制，实现实时信息、准实时信息和非实时信息的交换，支持多系统间的业务流转和功能集成，完成配电自动化系统与其他相关应用系统之间的信息共享。信息交互宜遵循IEC61968的标准构架和接口方式。
信息交互必须满足电力二次系统安全防护规定，采取安全隔离措施，确保各系统及其信息的安全性。7.2信息交互的内容
7.2.1从相关应用系统获取的信息配电自动化系统从相关应用系统获取以下信息：5
Q7GDW382—2009
从上级调度（一般指地区调度）自动化系统获取高压配电网（包括35kV、110kV）的网络拓a)
扑、相关设备参数、实时数据和历史数据等；从生产管理系统（PMS）获取中压配电网（包括10kV、20kV）的相关设备参数、配电网设备b)
计划检修信息和计划停电信息等：c）从生产管理系统（PMS）或电网GIS平台获取中压配电网（包括10kV、20kV）的馈线电气单线图、网络拓扑等：
d）从营销管理信息系统或生产管理系统（PMS）获取低压配电网（380V/220V）的网络拓扑、相关设备参数和运行数据：
从95598系统或营销管理信息系统获取用户故障信息；e
从营销管理信息系统获取低压公用和专用变压器用户相关信息。f
7.2.2向相关应用系统提供的信息配电自动化系统向相关应用系统提供配电网图形（系统图、站内图等）、网络拓扑、实时数据、准实时数据、历史数据、分析结果等信息。7.3信息交互的方式
信息交互宜采用面向服务架构（SOA），在实现各系统之间信息交换的基础上，对跨系统业务流程的综合应用提供服务和支持。接口标准宜遵循IEC61968-1中信息交换模型（IEM）的要求。7.4信息交互的一致性
配电自动化系统和相关应用系统在信息交互时应采用统一编码，确保各应用系统对同一个对象描述的一致性。
电气图形、拓扑模型的来源（如上一级调度自动化系统、配电自动化系统、电网GIS平台、生产管理系统等）和维护应保证唯一性。8配电自动化对通信系统的要求
8.1基本要求
配电通信系统应根据配电自动化的实际需求，结合配电网改造工程较多、网架变动频繁的现状，兼顾其他应用系统的建设，统一规划设计，提高通信基础设施利用率。配电通信系统可利用专网或公网，配电主站与配电子站之间的通信通道为骨干层通信网络，配电主站（子站）至配电终端的通信通道为接入层通信网络。其中：a）：骨干层通信网络原则上应采用光纤传输网，在条件不具备的特殊情况下，也可采用其他专网通信方式作为补充。骨干层网络应具备路由迁回能力和较高的生存性。b）接入层通信网络应因地制宜，可综合采用光纤专网、配电线载波、无线等多种通信方式。采用多种通信方式时应实现多种方式的统一接入，统一接口规范和统一管理，并支持以太网和标准串行通信接口。
8.2通信方式
通信方式主要包括光纤专网、配电线载波、无线专网和无线公网。其中：a）光纤专网通信方式宜选择以太网无源光网络、工业以太网等光纤以太网技术：b）配电线载波通信方式可选择电缆屏蔽层载波等技术；c）无线专网通信方式宜选择符合国际标准、多厂家支持的宽带技术：d）无线公网通信方式宜选择GPRS/CDMA/3G通信技术。具备遥控功能的配电自动化区域应优先采用专网通信方式：依赖通信实现故障自动隔离的馈线自动化区域宜采用光纤专网通信方式。采用无线公网通信方式时应符合相关安全防护和可靠性规定要求。6
9验收的技术要求
9.1出厂验收
Q/GDW382-2009
配电自动化系统出厂时应进行出厂试验FAT（factoryacceptancetest），主要包括系统软硬件检查、系统功能测试和稳定性测试等内容。9.2现场验收
配电自动化系统现场投运前应进行现场试验SAT（siteacceptancetest），主要包括系统各部件的外观和功能检查、出厂试验FAT主要测试项目，以及控制系统的回路校验等内容。9.3测试要求
每一个测试项目都应有完整的测试计划，明确初始条件，严格测试过程，并对测试结果进行有效评估。
9.4技术资料
配电自动化系统验收时应提供完整的技术资料，主要包括系统及各部件的出厂验收和现场验收报告、系统用户手册（说明书），安装调试记录等资料。9.5试运行
配电终端投入正式运行前，应有3一6个月的试运行期；配电主站/子站投入正式运行前，应有6～12个月的试运行期。
9.6实用化验收
配电自动化系统正式投运半年以后，应进行实用化验收。10运行维护的技术要求
10.1基本要求
配电自动化系统的运行维护应纳入各单位的运行管理和考核体系，明确各相关部门的职责。10.2投运和恢复运行
相关基建项目投运时，配电终端及通信通道应同步投运：相关更改项目完成时，配电终端与一次二次设备应同步恢复运行。
10.3巡视与检查
应定期对配电自动化系统设备进行巡视，检查，测试和记录，并定期校核系统的遥测总准确度，检查遥信、遥控的正确性以及通信通道工作状态。10.4扩充与升级
配电自动化系统的重大软硬件扩充和升级应经过技术论证后实施，并需经过3～6个月的试运行验收合格后方可正式投入运行。7
Q/GDW382-2009
生产管理
拓扑和设
备信息
停电信息
配电网实时
数据、历史
附录A
（规范性附录）
配电自动化系统与相关应用系统的信息交互上一级调度
自动化系统
般调度的
实时数据、变
电站图形和控
配电网卖
电网GIS
地理图、
指扑数据
配电网实时
数据、
配电网实时
据、历史数摄
故障信息
数信息
营销管理
信息系统
营销数据。
用户信息，
用产教障
信息等
配电网实时
激据、历史
意交互总线
网络拓扑
电气单线用
停电信
和设备信息
缓调度的实时
据变电站图形和拓
扑，营销数报用户信
用户故障信息等
配电自动化系
配电网实时
数据、质
图A.1配电自动化系统与相关应用系统的信息交直95598
用户故障
信息和特
殊情况信
小提示：此标准内容仅展示完整标准里的部分截取内容，若需要完整标准请到上方自行免费下载完整标准文档。