国家电力公司通信系统建设技术指导意见.docx

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国家电力公司
农网自动化及通信系统建设
技术指导意见（试行）
（讨论稿）

国家电力公司农电工作部 发布
二零零二年四月

目 录
关于印发《国家电力公司农网自动化及通信系统建设技术指导意见(试行)》的通知(农电[2002]32号)
前 言
目 录 i
第一章 总则 1
1.1目的 1
1.2 主要引用标准 1
1.3 术语 2
1.4建设原则 2
第二章 调度自动化系统 4
2.1设计原则 4
2.2 功能 5
2.2.1 SCADA功能 5
2.2.2 调度运行管理功能 7
2.2.3应用功能 7
2.3 技术指标 7
2.4 配置方案 9
第三章 配网自动化系统 12
3.1设计原则 12
3.2配网网架规划内容 13
3.3系统结构 13
3.3.1 结构一 13
3.3.2 结构二 14
3.3.3 结构三 15
3.4系统功能 16
3.4.1 配网主站功能 16
3.5技术指标 20
3.6 系统方案 21
第四章 变电站自动化系统 27
4.1 设计原则 27
4.1.1 可靠性 27
4.1.2 规范性 27
4.1.3 分层分布式 27
4.1.4 独立性 27
4.1.5 分散化 27
4.1.6 开放性 27
4.2 系统结构 28
4.2.1 集中式 28
4.2.2 分层分布式 28
4.3 系统功能 28
4.3.1 间隔层功能 28
4.3.2 变电站层 29
4.4 技术指标 30
4.4.1 间隔层设备技术指标 30
4.4.2 站级系统主要技术指标 33
4.5 系统方案 34
4.5.1 变电站改建、扩建 34
4.5.2 新建农网变电站 34
第五章 集中抄表系统 40
5.1 设计原则 40
5.2集中抄表系统结构 40
5.3 系统功能 42
5.3.1 主站 42
5.3.2 电能量远方终端 43
5.3.3 集中器 44
5.3.4 采集模块 44
5.3.5 采集终端 44
5.3.6通道 44
5.4 抄表系统技术指标 45
5.4.1 主站指标 45
5.4.2 电能量远方终端指标 45
5.4.3 其它指标 45
5.4.4 设备安全性能及电磁兼容性要求： 46
5.5 集中抄表系统方案 46
5.5.1 综合集中抄表模式 46
5.5.2 变电站自动化集成抄表模式 47
5.5.3 配网自动化集成配变抄表模式 48
5.5.4 低压用户抄表模式 49
5.6 特殊载波抄表方式 50
第六章 通信系统 ５１
6.1 设计原则 ５１
6.2 系统功能 ５１
6.2.1语音业务接入 ５１
6.2.2数据业务接入 ５２
6.2.2.1自动化系统数据 ５２
6.2.2.2管理信息系统数据 ５２
6.2.2.3继电保护数据 ５２
6.2.3视频业务 ５２
6.3 主要通信方式 ５２
6.3.1 光纤通信 ５２
6.3.2 电力线载波通信 ５２
6.3.3 一点多址微波通信 ５３
6.3.4 无线扩频通信 ５３
6.3.5 卫星通信 ５３
6.3.6 音频电缆通信 ５３
6.3.7 公众通信网 ５３
6.3.8主要通信方式技术经济比较 ５４
6.4 通信网建设模式 ５４
6.4.1 模式一 ５４
6.4.2 模式二 ５６
6.4.3模式三 ５７
6.4.4 模式四 ５８
6.5系统主要性能指标 ５９
6.5.1 光纤通信系统 ５９
6.5.2 电力线载波通信系统 ６０
6.5.3 一点多址数字微波通信系统 ６０
6.5.4 无线扩频通信系统 ６０
6.5.5 卫星通信系统 ６０
6.5.6 通信系统防雷接地 ６１
6.6 通信电源 ６１
6.6.1 交流供电系统 ６１
6.6.2 直流供电系统 ６１
6.6.3 接地系统 ６２
目 录 i
第一章 总则 1
1.1 前言 1
1.2 建设原则 1
1.3引用标准 2
第二章 调度自动化系统 4
2.1设计原则 4
2.2 功能 5
2.2.1 SCADA功能 5
2.2.2 调度运行管理功能 7
2.2.3 应用功能 7
2.3 技术指标 7
2.4 配置方案 9
第三章 配网自动化系统 12
3.1设计原则 12
3.2配网网架规划内容 13
3.3系统结构 13
3.3.1 结构一 13
3.3.2 结构二 14
3.3.3 结构三 15
3.4系统功能 16
3.4.1 配网主站功能 16
第四章 变电站自动化 27
4.1 设计原则 27
4.1.1 可靠性 27
4.1.2 规范性 27
4.1.3 分层分布式 27
4.1.4 独立性 27
4.1.5 分散化 27
4.1.6 开放性 27
4.2 系统结构 28
4.2.1 集中式 28
4.2.2 分层分布式 28
4.3 系统功能 28
4.3.1 间隔层功能 28
4.3.2 变电站层 29
4.4 技术指标 30
4.4.1 间隔层设备技术指标 30
4.4.2 站级系统主要技术指标 33
4.5 系统方案 34
4.5.1 变电站改建、扩建 34
4.5.2 新建农网变电站 34
第五章 集中抄表系统 39
5.1 设计原则 39
5.2集中抄表系统结构 39
5.3 系统功能 41
5.3.1 主站 41
5.3.2 电能量远方终端 42
5.3.3 集中器 43
5.3.4 采集模块 43
5.3.5 采集终端 43
5.3.6通道 43
5.4 抄表系统技术指标 44
5.4.1 主站指标 44
5.4.2 电能量远方终端指标 44
5.4.3 其它指标 44
5.4.4 设备安全性能及电磁兼容性要求： 45
5.5 集中抄表系统方案 45
5.5.1 综合集中抄表模式 45
5.5.2 变电站自动化集成抄表模式 46
5.5.3 配网自动化集成配变抄表模式 47
5.5.4 低压用户抄表模式 48
第六章 通信系统 ５０
6.1 设计原则 ５０
6.2 系统功能 ５０
6.2.1语音业务接入 ５０
6.2.2数据业务接入 ５０
6.2.2.2管理信息系统数据 ５１
6.2.2.3继电保护数据 ５１
6.2.3视频业务 ５１
6.3 主要通信方式 ５１
6.3.1 光纤通信 ５１
6.3.2 电力线载波通信 ５１
6.3.3 一点多址微波通信 ５２
6.3.4 无线扩频通信 ５２
6.3.5 卫星通信 ５２
6.3.6 音频电缆通信 ５２
6.3.7 公众通信网 ５２
6.3.8主要通信方式技术经济比较 ５３
6.4 通信网建设模式 ５３
6.4.1 模式一 ５３
6.4.2 模式二 ５５
6.4.3模式三 ５６
6.4.4 模式四 ５７
6.5系统主要性能指标 ５８
6.5.1 光纤通信系统 ５８
6.5.2 电力线载波通信系统 ５９
6.5.3 一点多址数字微波通信系统 ５９
6.5.4 无线扩频通信系统 ５９
6.5.5 卫星通信系统 ５９
6.5.6 通信系统防雷接地 ６０
6.6 通信电源 ６０
6.6.1 交流供电系统 ６０
6.6.2 直流供电系统 ６０
6.6.3 接地系统 ６１

第一章 总则
1.11目的
为贯彻落实国家电力公司农村电网“十五”科技发展计划，规范、和指导国家电力公司农网自动化及通信系统的规划、设计和建设，促进农网自动化及通信系统的发展，特制定《农网自动化及通信系统建设技术指导意见(试行)》（以下简称《“意见》”）。
本《“意见”》中所述自动化及通信系统，如不特别说明，即为调度自动化系统、配网自动化系统、变电站自动化系统、集中抄表系统和通信系统。
1.2 主要引用标准
DL/T 698-1999 《低压电力用户集中抄表系统技术条件》
DL/T 743-2001 《电能量远方终端》
DL/T 732-2000 《电能表测量用光电采样器》
DL/T 645-1997 《多功能电能表通信规约》
DL/T 719-2000 《电力系统电能累计量传输配套标准》 870-5-102
DL/T 555-1993 《电力负荷控制系统数据传输规约》
DL 5002-91 《地区电网调度自动化设计技术规程》
DL/T 635-1997 《县级电网调度自动化系功能规范》
GB/T 15153-94 《远动设备及系统工作条件――环境条件和电源》
GB/T 13729-92 《远动终端通用技术条件》
DL/T 451-91 《循环式远动规约》
DL/T 630-97 《交流采样远动终端技术条件》
DL/T 614-1997 《多功能电能表》
GB 2887-89 《计算机场地技术条件》
GB 50174-93 《电子计算机机房设计规范》
GB 50174-93 《电子计算机机房设计规范――条文说明》
DL/T 789-2001 《县级电网调度自动化系统实用化要求及验收》
1.3 术语
数据采集与监测 SCADA（Supervisory Control And Data Acquisition）
高级应用软件 PAS（Power Application System）
地理信息系统 GIS（Geographic Information System）
管理信息系统 MIS（Management Information System）
配电自动化 DA（Distribution Automation）
远动终端 RTU（Remote Terminal Unit）
馈线监控终端 FTU（Feeder Terminal Unit）
配电变压器监控终端 TTU（Transformer Terminal Unit）
配电终端单元终端 DTU（Distribution Terminal Unit）
网际协议 IP（Internet Protocol）
IP语音 VoIP（Voice over IP）
准同步数字体系 PDH（Plesiochronous Digital Hierarchy）
同步数字体系 SDH（Synchronous Digital Hierarchy）
异步传输模式 ATM（Asynchronous Transfer Mode）
波分复用 WDM（Wavelength Division Multiplexing）
全介质自承式光缆 ADSS（All Dielectric Self Support）
光纤复合架空地线 OPGW（Optical Fiber Composite
Overhead Ground Wire）
脉冲编码调制 PCM（Pulse Code Modulation）
1.4建设原则
1.24.1自动化及通信系统是农村电网的重要组成部分。应本着实事求是、兼顾发展、统一规划、逐步建设、适当超前的原则，针对不同地区采用适应当地经济发展的建设模式。
1.24.2自动化及通信系统应采用适合中国国情的先进且成熟的技术，力求经济实用，原则上立足于国产设备。其功能和方案应以电力系统的规模、结构以及对运行管理的要求为依据，力求与管理体制和职责范围相适应，与电力系统的发展规划相适应。
1.24.3自动化及通信系统的建设分为新建和改造，应统一规划，分步实施，防止贪大求全，一般应满足未来五至八年的发展要求。新建自动化系统应考虑调度自动化系统、配网自动化系统、变电站自动化系统统的信息（数据）模型、信息（数据）流、控制流的统一设计。特别是调度自动化主站和配网自动化主站的统一平台和它们功能模块的集成；配网自动化子站与变电站自动化系统功能的设置与配合。改造时，应考虑与规划期限最终方案的衔接。
1.24.4自动化及通信系统的建设应遵循相关国家标准、行业标准及相关文件的规定。
1.24.5 自动化系统应提供与管理信息系统的接口。
1.24.6自动化系统的计算机以微机为主，采用成熟的系统软件，。遵守相关的国家和行业标准。
1.24.7自动化系统的通信有多种方式，可根据系统的要求，并结合自身的实际情况，选择适用的通信方式和通信速率。通信系统的功能、质量、协议应满足有关规定。应对通道的运行情况进行监视，重要的通信通道宜采用独立的双通道，并可手动或自动切换。
1.24.8自动化及通信系统的建设和运行，离不开高素质的技术人员和科学的管理方式。应加强人员的培训，严格执行持证上岗，并制定相应的自动化及通信系统运行管理办法规程，并严格执行。
1.24.9做好自动化及通信系统的规划、设计和审批工作，严格执行招投标制度。应选用符合相关产业标准，且经国家认可的检验机构检验合格的系统产品。且经国家认可的检验机构检验合格的系统产品。页：3
参见相关检验机构名单

1.24.10 在产品供应商的选择上应优先考虑通过ISO 9000系列质量保证体系认认证的企业。
1.3 主要引用标准
l DL/T 698-1999 《低压电力用户集中抄表系统技术条件》
l DL/T 743-2001 《电能量远方终端》
l DL/T 732-2000 《电能表测量用光电采样器》
l DL/T 645-1997 《多功能电能表通信规约》
l DL/T 719-2000 《电力系统电能累计量传输配套标准》 870-5-102
l DL/T 555-1993 《电力负荷控制系统数据传输规约》
l DL 5002-91 《地区电网调度自动化设计技术规程》
l DL/T 635-1997 《县级电网调度自动化系功能规范》
l GB/T 15153-94 《远动设备及系统工作条件――环境条件和电源》
l GB/T 13729-92 《远动终端通用技术条件》
l DL/T 451-91 《循环式远动规约》
l DL/T 630-97 《交流采样远动终端技术条件》
l DL/T 614-1997 《多功能电能表》
l GB 2887-89 《计算机场地技术条件》
l GB 50174-93 《电子计算机机房设计规范》
l GB 50174-93 《电子计算机机房设计规范――条文说明》
l DL/T 789-2001 《县级电网调度自动化系统实用化要求及验收》
1.4 编制说明
第二章 调度自动化系统
2.1设计原则
调度自动化系统由主站、通道和远动终端（RTU）构成。进行调度自动化系统方案设计，应依据当地电网发展规划，从分析当地电力系统特点、运行需求和基础条件出发，对主站、通道和远动终端分别做出功能要求、技术规范、设备（硬/软件）方案和分步实施计划。对于计划同时建设配网自动化系统的县供电企业可考虑配调一体化的设计方案；对于计划在近几年内建设配网自动化系统的县供电企业应考虑调度自动化系统具备扩展配网自动化的能力。
选择系统平台时应考虑所在地区已投运系统的平台使用情况，以满足系统间互联的需要，宜选用WINDOWS系列操作系统，或采用UNIX和WINDOWS的混合平台；应选择具有较高性能价格比的硬件设备，保证系统具有较高的安全性、可靠性、实用性、开放性、扩展性、容错性和灵活性。
2.1.1 安全性
调度实时系统与其它信息系统间的网络安全问题，应采取必要的网络安全措施，以提高系统的安全性；系统必须具有权限管理功能，在进行系统维护时不应影响系统的正常运行。
2.1.2可靠性
服务器、前置机和网络设备等关键部分宜采取备份冗余模式，故障时自动切换，保证系统的正常运行。
2.1.3实用性
自动化系统的功能设计、硬件设备、操作系统及数据库系统的选择，应坚持实用的原则；系统人机界面应突出操作简单、易用、易维护的原则。
2.1.4开放性
系统数据库应具备开放的、标准SQL语言访问接口，以方便与其他系统的互联和数据共享；
2.1.5扩展性
根据需要可不断扩充新功能，但不得影响系统原有功能，并可保证调度运行管理功能、应用功能等的分步实施，但不得影响系统原有功能。
2.1.6·容错性
软、硬件设备应具有良好的容错能力。当设备故障或使用人员误操作时，均不应影响系统其他功能的正常使用。
2.1.7·灵活性
在统一的基础平台上，系统的各个功能模块应可任意选配。
2.2 功能
调度自动化系统的功能主要有：系统控制与数据采集功能（SCADA）、调度运行管理功能及高级应用功能。其中SCADA为基本功能，调度运行管理功能和高级应用功能为选配功能。
调度运行管理功能的选用应考虑管理的实际需要和使用人员的整体素质。
高级应用功能的选用应考虑以下几点：电网调度自动化系统应通过实用化验收；有稳定可靠的站端设备、，完整准确的电网参数，满足高级应用功能的要求；具备能够熟练掌握和维护应用功能的专业人员。
2.2.1 SCADA功能
·数据采集
模拟量、数字量、脉冲量、状态量及非电量数据等的采集。
·数据传输
完成与上级调度系统通信或信息转发、主站与站端设备通信以及与其它系统通信等。
·数据处理
计算电网有功功率和无功功率总加、越限告警、功率因数计算、有功电能量总加，进行、负荷率统计、电压合格率统计、设备动作分类统计等。
·控制功能
遥控断路器分合、遥控电容器组（电抗器）组投切、变压器有载调压分接头位置调整等。
·事故处理功能
当断路器事故变位时，产生事故报警信息，自动推出报警画面，具有声光效果；报警信息应长期记录，可随时查询，。具备事故推画面、事故追忆功能。
·历史数据记录和统计
记录遥测数据并可选择存储间隔，记录遥测越限、遥信变位事件、事件顺序记录（SOE）、记录遥控、遥调等操作；统计电压合格率、电网负荷率等数据。
·时钟统一功能
调度自动化系统应具备统一系统时钟功能，应保证系统时间与基准时间的一致、主站系统内不同节点之间以及时钟的一致和主站系统与站端设备间时钟的一致。
·人机交互
（1）画面显示与操作
显示的画面类型主要包括：电网系统网络图、电网系统潮流图、厂站一次接线图、地理接线图、系统运行工况图、各类棒图、24小时曲线图（如负荷曲线、电压曲线等）及计划负荷曲线图，各类报表等。
显示的数据类型主要包括：厂（站）实时数据、日最大值/最小值及必要的历史数据、各类事件记录（SOE和非SOE）等。
进行的操作主要包括：发送遥控、遥调命令，各类替代操作、置入操作，查询历史数据等。
（2）打印输出
包括报表定时打印、召唤打印、异常及事故打印、操作记录打印、事件顺序记录（SOE）打印等。
·通道监视
包括通道故障统计和报警、上下行双向通道和主备通道自动切换等功能。
·数据的WEB发布
可通过标准浏览器浏览调度自动化系统的各类画面、报表等。
·与其它系统接口
与上级调度系统接口，可采用传统方式或数据网络方式转发实现；。
与配网自动化主站接口；。
与MIS接口；。
可保留与模拟盘系统的接口。
2.2.2 调度运行管理功能
主要包括以下功能：
·设备参数管理
·操作票管理
·工作票管理
·停电管理
·调度日志管理
·设备缺陷管理
2.2.3应用功能
主要包括以下功能：
·网络拓扑
·状态估计
·潮流计算
·系统负荷预报
·电压无功优化
2.3 技术指标
·模拟量综合误差 ≤1.5%
·遥测合格率 ≥98%
·遥信年正确率 ≥98%
·遥控、遥调操作年误动作率 ≤0.01%
·遥控遥调月拒动率 ≤2%
·事件顺序记录分辨率（站间） ≤20ms
·传输通道
传输速率 符合国家有关通信标准
工作方式 半双工、双工
误码率（信噪比不大于16dB时） 循环式<1×10-4 问答式<1×10-5
·远动终端（RTU）
传送方式 循环式或问答式
通信规约 部颁规约等
遥测、遥信、遥控、遥调容量 满足规划发展要求
事件分辨率 ≤10ms
A/D、D/A转换误差 ≤0.5%
·系统响应时间
遥信变位传送至主站 ≤10s
重要遥测量越定值变化送至主站 ≤10s
CDT传送方式下重要遥测量更新时间 ≤5s
遥控命令传送时间 ≤5s
遥调命令传送时间 ≤5s
有实时数据的画面整幅调出响应时间 ≤5s
画面数据刷新周期 5～10s
双机自动切换时间 ≤60s
·系统可靠性
计算机月平均运行率 （双机）≥99.8% （单机）≥95%
调度自动化系统月平均运行率 ≥90%
主站计算机系统可用率 ≥99.9%
·不间断电源（UPS）
交流失电后维持供电 主站≥60min
子站≥20min
·接地、防雷要求
为保证自动化系统的安全可靠运行，应按照规定采取必要的接地措施和防雷措施。主站的交流工作地接地电阻不宜大于4Ω欧姆，安全保护地接地电阻不宜大于4Ω欧姆，防雷保护地的接地电阻不宜大于10Ω欧姆。在雷电较严重的地区，应对通道采取必要的防雷措施。
·系统服务器CPU平均负荷率，在电网正常状态下，任意30分钟内宜小于40%，电网事故状态下，10秒内计算机中央处理器平均负荷率宜小于60%。
·主站局域网的平均负荷率，电网正常状态下，任意30分钟内小于30%；电网事故状态下，主站局域网的平均负荷率小于60%。
2.4 配置方案
调度自动化主站应为多台计算机构成的分布式系统，软件应采用模块化设计，各软件模块既可分布在多台计算机上运行，也可将所有应用模块集中到一台或较少数量的计算机上运行。在硬件选型上，可选用普通微机、PC服务器或RISC服务器、图形工作站与微机的混合平台。主要有三种配置方案。
2.4.1 方案一
该方案为最小配置（如图2.1所示），前置机与数据库服务器合二为一，同时满足热备份的需求，可在数据容量较小的县供电企业中使用。在该方案中，SCADA工作站及打印机数量可根据需要扩充，也可根据需要选用网络打印机。此外，还可选配WEB服务器与其他系统相连。
服务器兼
前置机
通信设备
标准时钟
上级调度
服务器兼
前置机
Web服务器*
(兼网关功能)
SCADA工作站
站端设备

图2.1 调度自动化系统小型配置
2.4.2 方案二
该方案为中型配置（如图2.2所示），满足热备份的需求，可在数据量较大的县供电企业中使用。在该方案中，SCADA工作站及打印机数量可根据需要扩充，也可根据需要选用网络打印机，同时可根据需要扩充调度运行管理功能。
主服务器
SCADA工作站
Web服务器

备用服务器
前置机
通信设备
前置机
标准时钟
上级调度
站端设备
网关
MIS

图2.2 调度自动化系统中型配置
2.4.3 方案三
该方案为大型配置（如图2.3所示），在实现SCADA功能的基础上，若需实现调度运行管理功能和高级应用功能等，可以选用该方案。在该方案中，SCADA工作站及打印机数量可根据需要扩充，也可根据需要选用网络打印机。

MIS
服务器
SCADA工作站
前置机
通信设备
前置机
SCADA工作站
维护工作站
标准时钟
网关
调度管理 工作站
应用功能 工作高级应用功能工作站站
上级调度

站端设备

服务器
WEB服务器

图2.3 调度自动化系统完全配置

第三章 配网自动化系统
农网配网自动化系统是指对农网中低压配网进行监视、控制以及管理的自动化系统。
配网自动化主站（简称配网主站）是整个配网自动化系统的监控、管理中心。
配网自动化子站（简称配网子站）是小型配网自动化监控中心，完成故障隔离、数据转发等功能。
配网自动化远方终端是用于中低压电网的各种远方监测、控制单元的总称。它包括配电开关监控终端FTU、配电变压器监测终端TTU、开闭所及用户监控终端DTU等。
农网配网自动化系统是指对农网中低压配网进行监视、控制以及管理的自动化系统。
配网自动化主站（简称配网主站）是整个配网自动化系统的监控、管理中心。
配网自动化子站（简称配网子站）是小型配网自动化监控中心，完成故障隔离、数据转发等功能。
配网自动化远方终端是用于中低压电网的各种远方监测、控制单元的总称。它包括配电开关监控终端FTU、配电变压器监测终端TTU、开闭所及用户监控终端DTU等。
3.1设计原则
3.1.1 配网自动化系统设计应在配电规划的基础上，根据当地的实际供电条件、供电水平、电网结构和用户性质，因地制宜地选择方案及其设备类型。
3.1.2 重要用户多，负荷密度高，线路走廊资源十分紧张，用户对供电可靠性较为敏感的区域是首期实施自动化的区域。在实施前必须经过电网改造，使供电半径趋于合理，网架和设备得到加强，线路间的相互连接具备条件。
3.1.3 负荷密度小，虽经改造，但网架结构薄弱，线路间不具备互连但具有发展潜力的区域，应按自动化目标规划，视条件分步实施。
3.1.4 以辐射网络供电为主的区域，且未具备互联条件的区域，为提高供电可靠性，可按就地智能化目标来规划并组织实施。
3.1.5 配网自动化系统的建设必须首先满足配网自动化基本功能，在条件具备时可以考虑扩展管理功能。
3.1.6 配网自动化系统主站原则上应该考虑与调度自动化系统一体化设计。调度自动化系统尚未建设，不应先行建设配网自动化系统。新建调度自动化系统应综合考虑配网自动化需求。电网规模较大，基础条件成熟，可以统一规划、分别建设。
3.1.6 7 配网自动化通信建设应该与调度自动化通信、集中抄表系统通信等结合起来，并考虑今后发展的裕量。
3.1.7 8 主站系统设计原则应遵循各项国家和行业标准，具有安全性、可靠性、实用性、扩展性、开放性、容错性，满足电力系统实时性的要求，具有较高的性能价格比。
3.2配网网架规划内容
根据供电范围及半径确定需要互联的主干线和主支线。
干线分段主要考虑负荷密度、负荷性质和线路长度。
分段数的确定应考虑供电可靠性和投资效益，一般线路长度在5公里以内的宜分3段，线路更长时，分段不宜超过5段。
根据分段数量和分段点的位置确定联络位置。
3.3系统结构
根据农村电网的特点和实际情况，有以下三种典型系统结构。
3.3.1 结构一
对于新建或改造的调度自动化系统，应当综合考虑配网自动化和集中抄表系统的功能需求。选择能够实现调度自动化、配网自动化、集中抄表的一体化主站系统（见图3.1）。

图3.1 配网自动化与调度自动化、集中抄表一体化结构示意图
3.3.2 结构二
已经建立的调度自动化系统，在功能上已经满足地方经济3-5年发展的需要，而又不具备配网自动化系统功能的，可以单独建立一套配网自动化系统（见图3.2），两个独立系统之间通过网络实现数据共享。

图3.2 配网自动化系统、调度自动化系统分立结构示意图
3.3.3 结构三
进行配网自动化试点或者配网线路监测数量比较少，可以建设一个配网子站来完成馈线自动化功能，并转发数据给调度自动化系统（见图3.3）。

图3.3配网子站与调度自动化主站配合结构示意图
3.4系统功能
配网自动化系统的功能分为基本功能和选配功能。基本功能是配网自动化系统建设必须实现的功能，选配功能可以根据各地的实际情况和需求灵活配置。
3.4.1 配网主站功能
配网主站功能分为SCADA/DA功能和管理功能。
3.4.1.1 SCADA/DA功能

功 能
基本
功能
选配
功能

数

据

采

集

模
拟
量
电压
电流
有功功率
无功功率
功率因数
√
√
√
√

√
数
字
量
电能量
标准时钟接收
√
√

状
态
量
开关状态
事故跳闸信号
保护动作信号和异常信号
终端设备状态信号
开关储能信号
通道状态信号
√
√
√
√
√
√

数
据
传
输
与配网子站和远方终端通信
与调度自动化系统通信
与管理信息系统通信
与其它系统通信
√
√

√
√

数
据
处
理

有功功率总加
无功功率总加
有功电能量总加
无功电能量总加
越限告警
计算功能
数据的合理性检查和处理
遥信变位处理
√
√
√
√
√
√
√
√

控 制
功 能
开关分合闸
闭锁功能
保护及重合闸远方投退
保护定值远方设置
√
√

√
√
事 件
报 告
事件顺序记录
事故追忆
√

√

人

机

交

互

画
面
显
示
与
操
作

配网接线图
变电站、开闭所、配电所、用户一次结线图
系统实时数据显示
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
主要事件顺序显示
事件报警：推图、语音、文字、打印
配网自动化系统运行状况图
发送遥控、校时、广播冻结电能命令等
修改数据库的数据
生成与修改图形报表
实时地理接线图
变电站供电范围分析与显示
故障区域分析与显示
配电变压器三相不平衡度监视
√
√
√
√
√
√
√
√
√
√
√

√
√
√
√
报 表
管 理
与 打
印
报表编辑、生成
定时打印
召唤打印
异常及事故打印
操作记录存储、查询、打印
√
√
√
√
√

系
统
维
护
主
站
维
护
数据库
界面及图形维护
系统自诊断
√
√
√

远程
维护
配网子站远程维护
配网终端远程维护
配网主站远程维护

√
√
√
故 障
处 理
故障定位、故障隔离、非故障区恢复供电
小电流接地故障选线、定位
√

√
3.4.1.2 配电管理功能
配网主站的配电管理功能，如下表所示。
配电管理功能可以通过数据库加人机界面的方式实现，也可利用地理信息系统（GIS）为基础实现。在农网配网自动化系统中，考虑到商用GIS平台的费用较高、电子地图的来源和费用等问题，各地应根据实际情况在有条件的情况下实现GIS功能,或者在SCADA图形系统基础上扩展实现GIS的功能。

功 能
基本
功能
选配
功能
指标
管理
供电可靠率分析与管理
线损分析与管理
电压合格率分析与管理

√
√
√
图
形
及
数
据
维
护
支持商用数据库
地理结线图自动生成电气单线图
图形数据的录入、转换和编辑
属性数据的录入、转换和编辑
属性数据与图形数据的关联
含有配网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
图形建模
√

√
√
√

√

√

√
查
询
与
统
计
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）
区域查询与统计
按设备类型查询与统计
重要用户查询与统计
web发布功能
√

√
√

√

√
运

行

管

理
运行
分析
实时网络运行方式分析
配电变压器负载率
事故预演、重演

√
√
√
停电
管理
事故及检修停电范围分析、显示
停电事项管理
挂牌管理
√
√
√

用户
投诉
电话
受理
用户定位
自动录音（带时标）
投诉处理
自动应答

√
√
√
√
工作票单管理
操作票、工作票生成
操作票、工作票、停电申请单显示、打印、存储
网上传递、网上签名

√
√
√

设
备
管
理
设备
维护
及检
修管
理
以地理图为背景分层显示配网电力设备、设施，并编辑、查询、统计相关技术资料及表格
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
用户业扩供电方案
线路改造方案

√
√
3.4.2 配网子站功能
配网子站主要具备以下功能：
（1）配网远方终端数据集中、规约转换、向主站转发。
（2）接收主站控制命令，向终端中断设备（FTU、DTU、TTU）转发。
（3）管理范围内的馈线故障自动诊断、隔离、恢复送电。
（4）具有与变电站自动化系统的通信接口。
3.4.3配网远方终端功能
符合DL/T 721-2000《配网自动化系统远方终端》的要求。
3.5技术指标
配网自动化系统的技术指标参考DL/T 635-1997《县级电网调度自动化功能规范》和DL/T 550-1994《地区电网调度自动化功能规范》，结合农网实际的特点和需求，必须达到以下指标要求，对于通信通道条件比较好的系统，系统实时性响应指标中有关数据传送时间和控制命令传送时间应在此基础上进一步提高。
3.5.1系统技术指标
l 遥测综合误差 ≤1.5%
l 遥测合格率 ≥98%
l 遥信正确率 ≥99%
l 遥控误动率 ≤0.01%
l 遥信变位传送到主站 ≤10s
l 重要遥测量越定值变化传送至主站 ≤10s
l 控制命令传送时间 ≤5s
l 有实时