配电系统监控自动化技术探讨毕业设计.doc

福建电力职业技术学院毕业设计（论文）配电系统监控自动化技术探讨班 级:10（3）电力1班学 号:姓 名:朱振国专 业:发电厂及电力系统指导老师:黄红荔 摘 要自从中国开始进行改革开放时，自动化技术就开始走进大家的生活，自动化技术简朴的说就是通过弱电系统来控制强电系统，因强电系统假如操作错误时对人会导致一定的伤害，而弱电系统恰恰填补了这个缺陷，同时弱电系统可以在远方进行控制强电系统，可以减少人力资源，同时简朴、方便、可靠性强，大大的提高了公司各方面的效率。随着我国国民经济的飞速发展城市现代化进程加快城市，电力负荷增长对电力的依赖越来越强城市和农网改造已基本完毕一次网架的强壮必然规定提高配电网自动化运营水平并实现配电管理现代化。我国配电自动化系统正是在这一背景下逐步发展起来的。电力用户对电能质量和供电可靠性的规定越来越高，电压波动和短时的停电都会导致巨大的损失。因此，需要结合电网改造在配电网中实现配电自动化，以提高配电网的管理水平，为广大电力用户不间断的提供优质电能。论文分析了配网自动化系统的特点，并通过对配电网自动化系统的整体结构的设计研究，给出了鼓楼配电网自动化系统的具体设计与应用。本文研究的是系统的总体结构设计以及配网测控终端设备单元、配电测控终端的基本功能、配电子站、配电主站、通讯方式；给出了系统的总体规划、线路规划、通信规划、主站系统规划、配变监测规划；给出了配调SCADA、馈线自动化（FA）、配网高级应用（DPAS）功能设计化；结合鼓楼供电公司的实际情况对通信网络以及配电网自动化和调度自动MIS等系统的应用接口进行了设计等。 按照设计的方案，鼓楼供电公司配网自动化系统已建成并投入了生产运营，取得了较明显的成效，该系统为也为配网自动化在其他供电公司的应用起到了示范作用。关键词：供电 配网自动化 设计 监控 发展趋势目 录摘 要2第1章 绪论31.1 选题意义31.2 本文的重要内容41.3 论文研究框架5第2章 理论综述52.1 配网自动化系统总体结构52.2 配网测控终端单元62.3 配电子站82.4 配电主站8第3章 配电自动化系统总体设计83.1 建设对象及现状分析83.2 总体建设方案93.3 实行规划93.4 技术依据93.5 系统设计计划达成的重要技术指标10第4章 配电自动化系统工程应用与实行124.1 设计原则124.2 规划方案134.3 系统功能规划204.4 工程实行25结论27致谢28参考文献29第1章 绪论1.1 选题意义 今天的社会是21世纪，自动化技术与我们每个人悉悉相关，同时我们天天都在使用它、接触它，自从国民经济的高速发展和改革开放的进一步，电力用户对电能质量和供电可靠性的规定越来越高，电压波动和短时的停电都会导致巨大的损失。因此，需要结合电网改造在配电网中实现配电自动化，以提高配电网的管理水平，为广大电力用户不间断的提供优质电能。 配电网系统在电力系统中是一个非常重要的，电力系统的电压等级有3、6、10、35、60、110、220、330、500、750、1000kv，而配电系统是10kv以内的电压等级，配网自动化是西方发达国家70年代提出的概念，目前在日本、欧美已得到了充足发展。国内也有了很多的尝试，但重要集中在城市。对于配电自动化，配电系统自动化设计导则中针对其特点给出了很确切的定义：“运用现代电子、计算机、通信及网络技术，将配电网在线数据和离线数据、配电网数据和用户数据、电网结构和地理图形进行信息集成，构成完整的自动化系统，实现配电网及其设备正常运营及事故状态下的监测、保护、控制、用电荷配电管理的现代化”。配电自动化系统（DAS）在纵向结构分属于配电管理系统（DMS），横向与110KV变电站综合自动化、调度自动化、电力MIS等紧密关联。从目前实行的需求和现状看，配电网自动化实行的模式应是SCADA与GIS合一，“营配合一”，且与地调、电力MIS等紧密集成的系统。 每个系统都有一定的功能，配电系统也不例外，配电网自动化系统的功能应涉及配电网络的数据采集与控制（SCADA），馈线自动化（FA，即故障定位、隔离、非故障区段的供电恢复）、负荷管理、地理信息系统（AM/FM/GIS）、配电应用分析（PAS）等。配网自动化系统的特点是：信息量大；在线分析和离线管理紧密结合；应用分析和终端设备紧密结合；一次设备和二次设备紧密结。 配网自动化系统的优点和建设的必要性： （1）配电自动化系统可以极大地提高供电可靠性、缩短故障时间、改善电压质量，以最优电压提供应用户，并可减轻运营人员的劳动强度。 （2）可以使运营人员经常地掌握配电系统的状态（如系统的构成，开关的开合状态，负荷电流，事故发生的情况等）。 （3）可以使配电系统在停电时，涉及事故停电和施工停电，可以显示停电的状况，计算停电后恢复送电的方法，并自动进行开关的操作，从而使配电系统的运营和维护合理化，并可迅速解决用户和系统的一切反映。 （4）可以提高整个配电系统的管理水平，提高工作效率，改善用户服务水平。1.2 本文的重要内容由于配电网自动化系统的结构庞大，所涉及的领域复杂，本文仅以鼓楼供电公司配网自动化系统工程建设为背景，重要针对鼓楼区公司配电网自动化系统目前重要关注的几个部分进行研究，并完毕鼓楼配电网自动化系统的应用设计。1.3 论文研究框架绪论理论综述配电自动化系统总体设计建设对象及现状分析技术依据、技术指标配电自动化系统工程应用与实行图1-1 研究框架总体建设方案、实行规划第2章 理论综述2.1 配网自动化系统总体结构 现行的配电网自动化系统多采用分层分布式体系结构，重要由三部分组成：主站层、配网子站层、配网测控端设备层。 主站层是配网自动化系统监控及信息管理层。配网子站层是区域工作站层。配电网测控终端设备层是整个配电网自动化系统的的基础，其重要完毕户外柱上开关、环网开关柜、箱式变电站、配电变压器、配网开闭所、配网小室等各种信息的采集解决及监控功能。配电主站 调度自动化系统其他系统配电子站开闭所远方终端测控终端配变监测终端馈线监测终端通信系统配网自动化系统图2-1 配网自动化系统结构示意图2.2 配网测控终端单元 目前的远方测控终端重要涉及馈线远方终端、配电变压器远方终端、配电自动化远方终端。一、配网测控终端设备 （一）馈线远方终端 馈线远方终端涉及FTU（Feeder Terminal Unit）和DTU （Distribution Terminal Unit）。FTU安装在配电网馈线回路的柱上、开关规等处，DTU安装在开闭所、配电所等处，具有遥信、遥测、遥控和故障电流检测功能。（二）配变远方终端 TTU（Transformer Terminal Unit）是应用于配电变压器的各种运营参数采集、测量的远方终端。二、测控终端的基本功能 （一）三遥 遥测（YC）。遥测往往又分为重要遥测、次要遥测、一般遥测和总加遥测等，遥测功能常用于：变压器的有功和无功采集；线路的有功功率采集；母线电压和线路信号电流采集；温度、压力、流量等采集；频率采集；主变压器油温采集和其他模拟信号量采集。 遥信（YX）。一般采用无源触点方式，即某一路遥信量的输入就是一对继电器的触点，或者是闭合，或者是断开。通过YX端子板将继电器触点的闭合或断开转换成低电平或高电平信号送入子站解决。 遥控（YK）。一般采用无源触点方式，规定其对的动作率大于99.99%。所谓YX的对的动作率是指其不误动作的概率，一般拒动不认为是不对的。遥控功能常用于断路器、柱上开关等的分、合和电容器、电抗器的投切以及其他可以采用继电器控制的功能。 （二）事件顺序记录（SOE） 事件顺序记录的一项重要指标是时间分辨率。分辨率可分为站内和站间两种。 SOE的站内分辨率，是指在同一子站（RTU）内，顺序发生一串事件后，两事件间可以辨认的最小时间。SOE的站内分辩率一般规定小于5ms。其分辨率的大小取决于子站的时钟精度和获取事件的方法，这是对子站的性能规定。 SOE的站间分辨率，是指各子站（RTU）之间顺序发生一串事件后，两事件间可以分辨的最小时间，这取决于系统时钟的误差及通道延迟的计量误差等。SOE的站间分辨率一般规定小于10ms，这是对整个自动化系统的性能规定。 （三）系统时钟校对 配电子站（FTU）间SOE分辨率是一项系统指标，它规定各子站/FTU的时钟与高度中心的时钟严格同步。目前，采用的措施有： 用全球定位系统GPS提供的时间频率同步对时，有效的保证SOE分辨率指标。这种方法需要在各站的站间点安放GPS接受机、天线及放大器，并通过通信口和子站等相连。 采用软件对时，SC1801、CDT、DNP、IEC104、IEC101等通信规约提供了软件对时手段。软件对时由于受到通信速率的影响，需要采用修正措施。采用软件对时的方法不需要增长硬件设备。 （四）自恢复和自检测 配电子站、FTU， DTU等作为配电自动化的数据采集单元，必须保证保持连续稳定地完毕和SCADA的通信，上报当前采集情况并接受主站系统下达的各项命令。但子站、FTU， DTU处在一个具有强大电磁干扰“跑飞或通信瞬时中断等异常情况，若不加特殊解决，均有也许导致子站、FTU死机，因此规定子站、FTU， DTU在碰到上述情况时，要在较短的时间内自动恢复，重新开始执行程序。 （五）通信功能 通信规定子站、FTU， DTU能将采集到的信息上报并接受上一级设备的命令。通信应具有支持多种规约及多种通信信道的功能。 （六）故障检测功能应具有故障信号捕获能力，并具有故障区域的定位、隔离和非故障区域恢复供电能力。2.3 配电子站 配电子站的重要功能是负责管理其附近的环网柜、开闭所等配电站端监控设备，完毕数据采集、本地监控等功能、将实时数据解决后转发至配电主站，并具有馈线监控的扩展功能。2.4 配电主站 配电主站重要实现配网控制中心的各种监视、控制、管理功能。涉及配电SCADA功能，各种数据量的采集、数据传输、数据加工、控制操作、事件报告等基本功能；地理信息系统（GIS）、各中高级应用软件（PAS）和需方管理功能。第3章 配电自动化系统总体设计3.1 建设对象及现状分析 鼓楼供电公司系福州供电公司所辖的区级供电公司，鼓楼公司实行配网自动化项目的范围为鼓楼区供电公司城区供电区域，鼓楼城区重要由铜盘变、福飞变2座变电所供电，鼓山变与铜盘变电所天峰线实现联络，本次建设的对象涉及10KV线路共5条。其中铜盘变电所提供3条，分别为左海线、省军区线、天峰线；福飞变电所提供1条，为屏山公园线路：鼓山变电所提供一条，为鼓岭站线。形成1个手拉手及一个三电源网。 10KV配电线路均为架空线路，线路间存在一定的联络关系原联络开关都为油开关。因此，本方案根据负荷的重要限度和数量对原分段进行调整并增长新的分段，原油开关更换为真空配电自动化开关。3.2 总体建设方案 根据鼓楼区线路的实际情况和公司对配电管理的实际需求，考虑建设较完整的配网自动化系统，由馈线自动化、管理主站、通信系统（光纤通信）和配电变压器监测（初步为10台）等构成，并考虑将来的发展。采用保护型FTU断路器方案；沿线路敷设通信光缆组成双环自愈网接入配网主站；在局大楼设立配调主站，配调主站按照配调一体化的模式进行设计，同时预留向其它信息系统发布配网信息的功能。3.3 实行规划 结合鼓楼公司的实际情况，鼓楼区配电自动化系统工程可采用总体统一规划、分期分片实行的方式进行。 一期工程一方面实行5条10KV线路的馈线自动化，实现该供电区域馈电线路的故障自动定位、隔离等。建设完整的SCADA系统，配电网高级应用功能，同时实现部分的配电变压器监测（30台）。 二期可考虑向其他供电区域扩展，实行全区“配电调度及馈线自动化”，实现全区配电网络的监控调度自动化，同时完毕馈电线路的故障定位、隔离和非故障区段的自动恢复供电。因重要负荷均在支线，故二期可考虑对部分支线进行系统建设。另GIS、其他配电变压器的监测以及大用户表的远程集抄等均放在二期进行建设。3.4 技术依据 本技术方案重要依据（但不限于）： IEC60870-5-101 IEC60870-5-104IEC61968DNP3.0 DL/T451-1991远动设备传输规约地区级电网调度自动化系统功能规范 配电系统自动化规划设计导则 配网自动化技术规范 配电自动化及管理系统功能规范 国家电网公司城市电网自动化及通信系统技术导则3.5 系统设计计划达成的重要技术指标一、系统容量指标 系统的设计容量为： 可接入子站数 256 可接入工作站数 不限 终端数 65536 模拟量 655360 数字量 655360 控制量 655360 虚拟量 不限 转发量 不限 事故追忆 不限 历史数据保存周期2年二、系统可靠性指标 系统平均无端障时间（MTBF）50000小时 系统可用率 99.99% 遥控对的率 100% 遥信对的率 99.99% 网络负荷率 25% 计算机CPU负荷率：电网正常时任意30分钟内平均小于30%；电网事故时10秒内小于60%。三、系统实时性指标 遥测变化传输时间 5秒 遥信变化传输时间 3秒 事故变位报警响应时间 5秒 画面调用时间 2秒 系统数据刷新 5秒 命令响应时间 3秒 事故推画面时间 2秒 主、备机切换时间 30秒 SOE分辨率 5毫秒 系统对时误差 10毫秒四、FTU性能指标 （一）环境参数 工作温度：-4085度（D级） 工作湿度：5-95% 使用高度：1000m，符合DL478 （二）电气参数 交流电流：5A、1A，功率消耗1 VA/相 交流电压：100V，功率消耗0.5VA/相 合用频率：50HZ 直流电源：24V功率消耗： l0W （三）技术指标动作速度：25ms 接点容量：长期通过电流8A，切断电流0.3A（无保持条件下） 线路长度：65km 过载能力：电流回路：2倍长期，10倍长期，40倍长期 电压回路：1.2倍长期 保护装置：电流3%，电压1%，角度30度 接点开入： 2ms 测量装置：电流0.2级，电压0.5级五、TTU性能指标 （一）环境参数 工作温度：-40-80度 工作湿度：5-95% （二）电气参数电源：220V（AC）频率：50HZ功耗：15WCT输入：5APT输入：220V（三）技术指标电流测量精度：0.2级电压测量精度：0.5级电量测量精度：1级第4章 配电自动化系统工程应用与实行4.1 设计原则一、配网自动化系统设计应在配电网规划的基础上，根据本地的电网结构、负荷密度、用户性质等，因地制宜地选择方案及设备。二、实行配网自动化应优先考虑重要用户多、负荷密度高、线路供电半径合理、具有互连条件和用户对供电可靠性规定较高的区域。三、对于未具有互连条件的配电网，可按就地控制方式实行。四、配网自动化系统必须一方面实现配电网监控功能，条件具有时可以扩展管理功能。五、配网自动化系统主站宜与调度自动化系统二体化设计，规模较大的电网可统一规划、分别建设。调度自动化系统尚未建设，不应先行建设配网自动化系统。新建或改造调度自动化系统应综合考虑配网自动化需求。六、配网自动化通信建设应与调度自动化通信、电能量采集通信等相结合，并留有裕量。4.2 规划方案一、总体规划（一）完整的配网自动化系统 结合鼓楼区城区配电网络实际和近期改造计划，城区配网自动化系统总体方案如图所示，本期工程选择三座变电所的四条馈线实行配网自动化，采用保护型FTU的断路器方案；沿线路敷设通信光缆组成双环自愈网接入配网主站；在局大楼设立配调主站，配调主站按照配调一体化的模式进行设计，同时预留向其它信息系统发布配网信息的功能。配电自动化主站系统其它信息系统终端FTU终端FTU终端FTU开关图4-1 系统总体方案图配网光纤通信 系统采用三层模式，配置配电主站、配电子站和配电终端三层，是完整的配电自动化系统模式。 配电主站是配电自动化系统的控制和管理中心，重要完毕对整个配网系统的实时数据、设备信息、电量信息、用户信息等进行汇总、人机交互、分析管理、与其它系统的信息共享以及FA等功能。配电主站也可以作为区域控制中心，作为上级主站的一个节点与上级主站联网，与上级主站进行信息互换和共享。 配电子站是配电自动化系统的中间环节，在配电主站与配电终端（FTU、TTU等）之间，实现遥测、遥信、遥控等数据的收集及转发，完毕所辖区域的故障辨认、故障隔离和恢复供电即FA功能。配电子站一般放在变电所，可以与变电所的RTU通信，通过RTU，采集出线开关的状态信息、保护信息和电量等信息，为馈线自动化提供判断依据。 配电终端是配电自动化系统数据采集和控制执行设备，具有遥测、遥信、遥控、数据远传等功能。配电终端涉及FTU、DTU、TTU等。FTU、DTU除了正常远动功能外，还具有故障检测功能，并将故障信息送往子站和主站，与配电子站和配电主站一起，实现馈线自动化功能。配变的信息由TTU采集，TTU运用GPRS模块通过移动公司数据网，将数据送往配电子站或配电主站。主备数据服务器DA工作站GPSGIS工作站调度工作站维护网络管理工作站路由器报表工作站到电能计量系统GIS检修调度、杆塔 规划定位 工作站WEB SCADAWEB GIS终端通信 服务器调度路由器配电子站FTUFTUTTU光纤以太网FTUFTUTTU图4-2 系统结构示意图（二）与区公司调度自动化配合方案 考虑到鼓楼供电公司原有调度自动化系统为福州大学开发的调度自动化系统，主站系统也可采用福州大学系统，从而节约建设投资。 此种方案在变电所可不设主站，线路上所有光modem都通过通信线路连入变电所多串口卡，然后通过调度自动化的通信信道连入其前置机，通过规约转换，在调度自动化系统平台上完毕馈线的监控。如图4-3：报表打印机配调工作站调度网路由器互换机调度前置机网卡局MIS网光通信单元光通信单元光通信单元光通信单元光通信单元光通信单元多串口卡多串口卡图4-3 与公司调度自动化系统配合方案示意图 这种方式需解决以下重要问题： 1、保护定值的下发问题 在现有调度自动化系统中，无相应FTU定值的下发，需与开发厂家协商增长此种功能； 2、协议的转换问题 因协议的不完全兼容，主站与终端配合工作时，须在主站方修改规约的解释，以能对的接受终端上送及下发数据： 3、光modem网管软件 在现有调度自动化前置机处应安装相应光modem网管软件； 4、高级应用软件包 现有调度自动化系统没有高级应用软件，需开发厂商进行这方面的开发工作；此种方案相应完整的配网自动化系统，在对系统规定不高，可节约较多的资金投入，从节约资金的角度可考虑采用。 另一种方案是使用从配网自动化系统的终端到主站软件为一体化开发的系统，这样系统地兼容性更好，系统维护较也为简朴。 较之第一种方案而假如终端与主站分别采用不同产品，在系统维护上将导致极大的不便，此外现有调度系统的功能相对于一个完整的配网自动化系统有所欠缺，譬如高级应用软件包等都需要重新开发，其结果将导致成本基本相等，但是系统实行工作量以及日后的维护工作都有一定的不便，这种方案当认真考虑，并做好与现有调度的开发厂商的协调与沟通工作。二、线路规划 根据电力网规划设计导则和配电网改造技术导则及其相关说明中所建议的规划原则，并结合鼓楼区城区目前的配电网络实际情况，采用以下原则对线路进行分段规划： 城关三电源网（铜盘左海线省军区线福飞变屏山公园线）。 铜盘变左海线11#和18#号杆处增设分段真空配电自动化开关；原1#、2#联络油开关更换为联络真空配电自动化开关；福飞变屏山公园线44 # 、94#杆处增设分段真空配电自动化开关；由于气象局方向分支线路负荷较重，故在该分支线路20#杆处增设分段配电自动化开关；铜盘变省军区线18#杆处增设分段配电自动化开关；原2#油开关取消，原1#油开关更换为配电自动化开关，作为五一路II段分支的分段开关。由于左海线18#开关至1#联络开关之间负荷较重，故把招待所支路改接与18#杆开关前段，以平衡各段负荷。 双电源网（铜盘变天峰线五四路变鼓岭站线）。 由五四路变鼓岭站线与铜盘变天峰线互连，构成一条双电源网。由于五四路变出线到新店段全为城市网线路，在本期工程中，在该线路之间暂时不增设分段。而铜盘变天峰线与新店地区则分别增设两台分段自动化配电开关和一台联络配电自动化开关。配电自动化开关的具体位置根据环境在施工时最终拟定。为了满足网络重构后线路所带负荷的需要，建议配电线路的线径更改为240左右的导线。 配电自动化开关安装方式采用双杆安装，假如安装开关的杆之间有用户低压线穿过，建议改为绝缘线，从安装开关的横担下通过。 采用该方案，增长了线路的联络关系，可以提供多种供电途径选择，具有较高的供电可靠性，便于保证重要负荷的正常供电。由于线路间的联络比较复杂，馈线自动化功能的实现采用主站控制方式的断路器方案，便于系统的扩展。在此网架基础上还可以对l0KV配电网络运营方式进行优化已达成减少线损提高电压质量的目的。铜盘站04#06#福飞站23#18#1#联络94#18#24#天峰线44#省军区线11#左海线图4-4 三电源网示意图三、通信规划（一）规划原则 1、依据配电自动化系统功能的需要，整个配电自动化通信系统采用分层结构。从系统结构划分，整个通信系统可采用三层结构： 配调主站一变电所子站之间。借用SDH光纤通信通道，通过E1接口接入，或直接使用光纤以太网。鼓楼公司与变电所之间光纤通信已经实现，所以这部分通信可运用原有线路。此外根据鼓楼公司的实际情况，可考虑线路光纤直接连接前置机，可节省子站的建设费用。 子站与终端层之间。变电所子站与现场终端之间采用光纤自愈环方式。在配变监测和用户抄表系统中，采用GPRS方式。 TTU单相多费率电子电度表。配电变压器处的3个单相多费率电子电度表可采用普通线、音频双绞线或电缆线组成RS-485总线方式，组网后通过RS485接口直接接到附近TTU的抄表通信口上，由TTU向上转发电能表数据。TTU与电能表通信采用IEC60870-5-102标准协议，通信速率为1200bps。2、考虑鼓楼区对配电自动化整体规划及后期功能扩展的规定，拟采用光纤通信方案； 3、配电变压器监测采用GPRS无线通信方式；（二）具体方案 1、在线路上装设光纤自愈式环网，每个分段开关FTU单元加装光modem； 2、在公司监控中心设一台具有固定公网IP地址的计算机。 3、在每个监测的配电变压器TTU单元处加装GPRS模块。 通信结构示意如下：报表打印机配调工作站调度网路由器互换机历史数据库服务器网卡1局MIS网光通信单元光通信单元光通信单元光通信单元光通信单元光通信单元多串口卡多串口卡图4-6 通讯结构示意图网卡2四、主站系统规划 依据配电系统自动化规划设计导则，主站系统建设为三层结构，涉及前置机、数据库服务器、监控业务台等，数据从终端通过光纤通信上送到前置机，然后存入实时数据库，监控业务台和WEB页发布的信息都从数据库中提取。为了提高数据的安全性，主站系统同样采用双机双网热备份，采用双前置机、双服务器，同时装设双网结构。系统采用双以太网结构，前置机冗余配置，与终端服务器构成数采子网，数据库服务器双机容错互为热备用，使用磁盘冗余阵列（RAID），支持双控制器、热插拔硬盘，保证系统具有更强的可靠性和扩展能力。此外根据鼓楼公司实际情况为了节约资金，同样也可以采用单前置机、单服务器设立。五、配变监测 整个系统涉及四部分：一是装设在配电变压器上的配变综合分析仪；二是GPRS移动数据通讯网；三是在供电公司内的管理主站系统；四是低压载波用户抄表系统。4.3 系统功能规划一、配调SCADA（一）功能概述 SCADA是配电自动化主站系统的基础，其重要功能是数据采集和远方遥控及管理。（二）数据采集与解决 1、数据采集 该模块负责采集从配电子站送来的各配电终端和RTU采集的遥测、遥信、脉冲量、数字量等信息，通道监测装置送来的通道监测信息以及GPS时钟送来的时钟信息。 模拟量：有功功率、无功功率、功率因数、电流、电压、变压器油温、频率、压力等。 数字量：频率、脉冲电度量、水位等。 状态量：负荷开关、断路器，刀闸位置信号、变压器分接头位置信号，保护及自动装置动作信号、通道故障信息，事件顺序记录（SOE）。 脉冲量：现场脉冲电度表的脉冲值。 时间量：GPS时钟的时间脉冲或对时指令。 2、数据解决 （1）模拟量解决 工程值计算：使用偏移量、系数对原始值进行计算，将生数据转化成熟数据。 允许标记设立：允许用户设定以下功能开关。 扫描允许：是否允许对该模拟量进行扫描。 报警允许：是否允许该模拟量产生报警。遥调允许：是否能对该模拟量进行遥调操作。 事故追忆：是否对该模拟量进行事故追忆。 绝对值：是否对该模拟量工程值取绝对值。 语音报警：是否对该模拟量使用语音报警。 历史存储 可以对各种模拟量进行以下几种有效计算和存储。 日负荷率、月负荷率等有功记录值 日正常时间、日越上限时间、日越下限时间 月正常时间、月越上限时间、月越下限时间 工程值日最大、日最小、日平均等日记录值 工程值月最大、月最小、月平均等月记录值 电压日合格率、日越上限率、日越下限率 电压月合格率、月越上限率、月越下限率 报警设立 定义报警信息的等级，分为一般、严重和紧急三种等级。系统运营时，可以根据报警信息的等级对报警信息进行筛选。 设立报警限、死区设定，当模拟量的工程值落到报警限之外时，产生遥测越限报警，为避免模拟量在报警限附近波动时产生大量报警，还允许用户设定报警死区。 有效值设定 当模拟量的工程值落到有效值范围之外时，认为模拟量处在停止状态。 （2）状态量解决 根据采集的负荷开关、变电所开关、刀闸状态，变压器分接头位置，实时显示配网运营状态。 状态变化时迅速发出报警，解决后的信息送数据库，人机界面，打印系统，模拟屏等。 状态设立，涉及 遥控封锁和允许。 SOE设立。 检修标志设立，可设立接地符、检修符、安全栅栏。 屏蔽过于频繁的遥信告警动作。 （3）电能量解决 人工设立电度底数，进行电度量的标度变换。 计算周期内的电量，并实时保存上周期的脉冲值。 设定高、低、平谷负荷时段，并计算各时段电量超欠用值，计算结果入实时和历史库。无脉冲量的点，可采用积分方式或分电度计算方式计算电量，积分时间可调。 3、记录计算 （1）用户可按高级语言语法引用常量、变量、函数定义积分常量、双位遥信等特殊运算功能，计算公式定义方便、功能齐全。 （2）可完毕总加、累计、平均值、合格率、线损、负荷率、运营率、功率因数、积分等计算。 （3）可完毕开关、保护动作次数的记录，通道投切记录，通道误码记录，各种数据的最大、最小值以及出现时间的记录各电压等级限电拉闸次数及相关量的记录。 （4）可实现可靠性指标的记录，如电压、频率合格率、供电可靠性等。（三）操作控制 1、实现对负荷开关、断路器、刀闸等进行远程分合闸操作。 2、调节有载调压变压器分接头。 3、电容器、电抗器的远方投切。 4、控制有可靠的校核、返校和事项审核等防误操作措施。 5、可实现配电终端远程参数修改、程序下载等功能。 6、可实现由多个控制命令组成的顺序控制，系统按照事先定义好的系列控制命令对多个设备进行控制，涉及控制的安全性检查和延迟等。（四）报警管理 1、各种报警可灵活定义，报警信息由数据库管理，并可进行检索和解决。 2、提供图形、文字、语音、打印等各种形式报警，电子值班功能可将系统运营故障和电网事故通过电话拨号或传呼告知运营人员，运营人员也可对报警内容进行电话查询。 3、可讲行遥测越限报警、状态量变化报警、事故报警和工况报警的设立。 4、事故时，可自动推出事故告警画面，事故告警画面可由用户自行设定。（五）人机界面 人机界面（MND和谐，色彩丰富，使用简朴。在配电网地理接线图（或单线图）和相关地区电网的单线图上，显示配电网及相关地区电网的运营状态。涉及： 1、显示运营、停役、恢复和检修等设备状态。 2、配电网及相关地区电网运营参数越限、设备异常情况的报警。（六）报表管理 1、报表打印可实行定期启动、人工启动和事件驱动三种启动方式。 2、定期打印涉及整点记录、日报表，月报表、年报表等，打印周期可设定。 3、事件驱动可输出远动状态、遥测越限、遥控操作、交接班记录、系统设备故障、遥信变位、事件记录、事故追忆等。 4、打印内容可人工定义，如配电可靠性数据记录报表打印。了、系统对时 系统接受GPS卫星时钟，时钟误差小于1ms，也可接受上级调度下发的对时命令，同时，DA主站还能向下级配电子站、配电终端等下发对时命令，保证全网时钟精度的统一。（七）用户管理 1、所有的系统操作员（系统管理员、系统维护员、调度员等）根据其需要被赋予不同管理范围和操作权限，依登录的权限控制操作人员的读、写、维护、执行等行为。 2、重要遥控实行口令字控制，在执行遥控操作时进行口令字校验，以保证无关人员不能执行遥控操作。 3、所有登录（退出）和修改口令、权限、重要操作都能准时记录备查。 4、越权操作、操作不妥、网络故障、打印机故障等异常情况下，系统给出对的提醒。（八）通讯管理 1、能监视网络上各节点的运营工况，故障时产生报警，并将功能重新进行分派。 2、监视配电子站和配电终端的运营情况，设备状态变化进行报警解决。3、监视通道原码和记录误码率，可显示和打印通道收发原码，遥控发码可24小时纪录存档，误码率记录时间间隔可选择设立。 4、在线诊断系统的各种故障，可通过专用通道或电话拨号实现远程监视、远程维护和远程诊断等功能。（九）WEB发布功能 通过Web服务器的电力数据浏览系统，可实现PD2100主站系统与MIS网等其他系统的数据交互，自动化系统的接线图、报表、曲线等各种画面均可转化成Web页面，同时对客户端用户进行权限管理，按授权情况查看相关信息。二、馈线自动化（FA）（一）重要功能 信息采集和解决功能； SOE纪录及上报功能； 电能质量记录功能； 就地操作功能； 开关在线监测功能； 远方参数设立功能； 本地调试功能； 系统对时功能； 完备的保护功能； 准确故障检测、定位和供电恢复功能； 双向闭锁过流保护功能； 阶段式后备保护功能； 重合闸、后加速保护功能； 断路器失灵保护功能； 故障隔离功能； 快速网络重构功能； 高可靠性和免维护； 设备自诊断、自恢复功能； 多种电压等级的电源供电功能； 失电保护及电源监视功能； 完备的蓄电池运营控制及维护功能； 输入、输出回路具有安全防护功能； 灵活的组网能力； 适应环型、星型、链状结构任意组合的配电网络结构； 配电FA系统具有多种运营模式，随意选择； 具有高速性、选择性、可靠性、高灵敏度等特点，故障切除达成毫秒级： 支持IEC101/103/104、CDT、DNP3.0等多种规约4.4 工程实行一、馈线自动化实行方案 常用的馈线自动化实行模式有就地控制、远方集中控制以及综合智能控制。根据鼓楼供电公司对配网自动化系统项目的实