配电系统自动化功能规范.docx
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配电系统自动化功能规范
Q/GDW513—2010配电自动化系统主站功能规范2010-10-19发布、实施注:
张超
1范围
本规范规定了配电自动化主站系统的软硬件配置、基本功能、扩展功能、智能化应用;明确了主要技
术指标以及对配电终端通信接口和与其它相关系统的信息交互等相关要求。
本规范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)公司配电自动化主站系统的
规划、设计、采购、建设(或改造)、验收和运行。
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。
GB/T13730地区电网数据采集与监控系统通用技术条件
GB/T13729远动终端设备
GB/T14285继电保护和安全自动装置技术规程
DL451循环式远动规约
DL516电力调度自动化系统运行管理规程
DL/T550地区电网调度自动化功能规范
DL/T599城市中低压配电网改造技术导则
DL/T634远动设备及系统
DL/T721配电网自动化系统远方终端
DL/T790采用配电线载波的配电自动化
DL/T814配电自动化系统功能规范
DL/T860变电站通信网络和系统
DL/T890能量管理系统应用程序接口
DL/T1080电力企业应用集成配电管理的系统接口
Q/GDW156城市电力网规划设计导则
Q/GDW370城市配电网技术导则
Q/GDW382配电自动化技术导则
Q/GDW461地区智能电网调度技术支持系统应用功能规范
IEC60870TelecontrolEquipmentandSystems
IEC61968ApplicationIntegrationatElectricUtilities-SystemInterfacesforDistribution
Management
IEC61970EnergyManagementSystemApplicationProgramInterface(EMS-API)
IEC61850PowerSystemControlandassociatedCommunciations
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
国家电网生配电[2009]124号SG186生产管理系统配网业务需求功能规范
国家电网生配电[2009]196号配电自动化试点建设与改造技术原则
3术语和定义
3.1
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,实现对配电网(含分布式电源、微网等)的监测与控制,并通过与相关应用系统的信息集成,实现配电网的科学管
理。
3.2
配电自动化主站系统masterstationsystemofdistributionautomation
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配电自动化主站系统(即配电主站)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
等基本功能和电网拓扑分析应用等扩展功能,并具有与其他应用信息系统进行信息交互的功能,为配电网
调度指挥和生产管理提供技术支撑。
3.3
配电SCADAdistributionSCADA
也称DSCADA,是配电自动化主站系统的基本功能。
DSCADA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。
3.4
配电终端remoteterminalunitofdistributionautomationsystem
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FeederTerminal
Unit(即FTU,馈线终端)、配电变压器监测终端TransformerTerminalUnit(即TTU,配变终端)、开
关站和公用及客户配电所的监控终端DistributionTerminalUnit(即DTU,站所终端)等。
3.5
配电子站slavestationofdistributionautomationsystem
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、处理或配电网区域故障处理、通信监视等功能。
3.6
馈线自动化feederautomation
利用自动化装置(系统),监视配电线路(馈线)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。
3.7
信息交互informationexchange
遵循IEC61970、IEC61968标准,实现相关应用系统间的信息交互。
3.8
多态模型multi-contextmodel
针对配电网在不同应用阶段和应用状态下的操作控制需要,建立的多场景配电网模型,一般可以分为:
实时态、研究态、未来态等。
4总体要求
配电自动化主站系统是实现配电网运行、调度、管理等各项应用需求的主要载体,在建设过程中,应
采用标准通用的软硬件平台,并根据各地区的配电网规模、实际需求和应用基础等情况合理配置软件功能,
系统架构先进,具有一定的前瞻性,满足调控合一要求和智能电网发展方向。
4.1系统要求
系统应按照标准性、可靠性、可用性、安全性、扩展性、先进性原则进行建设。
4.1.1标准性
(1)应遵循相关国际和国内标准,包括软硬件平台、通信协议、数据库以及应用程序接口等标准;
(2)应采用开放式体系结构,提供开放式环境,支持多种硬件平台,应能在UNIX、Linux等操作系
统环境下稳定运行;
(3)应遵循IEC61970和IEC61968标准。
4.1.2可靠性
(1)系统选用的软硬件产品应经过行业认证机构检测,具有可靠的质量保证;
(2)系统关键设备应冗余配置,单点故障不应引起系统功能丧失和数据丢失;
(3)系统应能隔离故障节点,故障切除不影响其它节点的正常运行,故障恢复过程快速。
4.1.3可用性
(1)系统中的硬件、软件和数据信息应便于维护,有完整的检测、维护工具和诊断软件;
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(2)各功能模块可灵活配置,模块的增加和修改不应影响其它模块正常运行;
(3)人机界面友好,交互手段丰富。
4.1.4安全性
(1)满足《电力二次系统安全防护规定》(电监会5号令)、《电力二次系统安全防护总体方案》的规
定;
(2)系统应具有完善的权限管理机制,保证信息安全;
(3)系统应具备数据备份及恢复机制,保证数据安全。
4.1.5扩展性
(1)系统容量可扩充,可在线增加配电终端等;
(2)系统节点可扩充,可在线增加服务器和工作站等;
(3)系统功能可扩充,可在线增加新的软件功能模块;
4.1.6先进性
(1)系统硬件应选用符合行业应用方向的主流产品,满足配电网发展需要;
(2)系统支撑和应用软件应符合行业应用方向,满足配网应用功能发展需求;
(3)系统构架和设计思路具有前瞻性,满足智能电网发展的需求。
4.2系统架构
配电自动化主站系统主要由计算机硬件、操作系统、支撑平台软件和配电网应用软件组成。
其中,支
撑平台包括系统数据总线和平台多项基本服务,配电网应用软件包括配电SCADA等基本功能以及电网分析
应用、智能化应用等扩展功能,支持通过信息交互总线实现与其他相关系统的信息交互(见图4-1)。
图4-1配电自动化主站系统功能组成结构
4.3功能要求
本规范规定了系统基本功能与选配功能。
基本功能是指系统建设时均应配置的功能,选配功能是指系
统建设时可根据自身配网实际和运行管理需要进行选用的功能。
主站系统的基本功能和选配功能定义见表
4-1。
表4-1配电自动化主站功能列表
软件/功能基本功能选配功能软件/功能基本功能选配功能
支撑软件√信息分流及分区√
数据库管理√系统时钟和对时√
数据备份与恢复√打印√
系统建模√馈线故障处理√
多态多应用√网络拓扑分析√
多态模型管理√状态估计√
权限管理√潮流计算√
告警服务√解合环分析√
报表管理√负荷转供√
人机界面√负荷预测√
系统运行状态管理√网络重构√
WEB发布√配网运行与操作仿真√
数据采集√配网调度运行支持应用√
数据处理√系统互联√
数据记录√分布式电源/储能/微网√
接入与控制
操作与控制√配电网的自愈√
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网络拓扑着色√经济运行√
全息历史/事故反演√√
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5配电主站功能
5.1平台服务
5.1.1支撑软件
支撑软件提供一个统一、标准、容错、高可用率的用户开发环境、主要包括单不限于:
(1)关系数据库软件,存储电网静态模型及相关设备参数;
(2)动态信息数据库软件,高效处理配网海量的实时、历史数据及其数据质量,为各项应用分析提供完整
的运行方式变化轨迹;
5.1.2数据库管理
数据库管理具体要求包括但不限于:
(1)数据库维护工具,具有完善的交互式环境的数据库录入、维护、检索工具和良好的用户界面,
可进行数据库删除、清零、拷贝、备份、恢复、扩容等操作,并完备的数据修改日志;
(2)数据库同步,具备全网数据同步功能,任一元件参数在整个系统中只输入一次,全网数据保持
一致,数据和备份数据保持一致;
(3)多数据集,可以建立多种数据集,用于各种场景如训练、测试、计算等;
(4)离线文件保存,支持将在线数据库保存成离线的文件和将离线的文件转化成在线数据库的功能;
(5)带时标的实时数据处理,在全网能够统一对时及规约支持的前提下,可以利用数采状态的时标
而非主站时标来标识每一个变化的遥测和遥信,更加准确的反应现场的实际变化;
(6)具备可恢复性,主站系统故障消失后,数据库能够迅速恢复到故障前的状态。
5.1.3数据备份与恢复
系统应对其中的数据提供安全的备份和恢复机制,保证数据的完整性和可恢复性。
具体要求包括但不
限于:
(1)全数据备份,能够将数据库中的所有信息备份;
(2)模型数据备份,能够单独制定所需的模型数据进行备份;
(3)历史数据备份,能够指定时间段对历史采样数据进行备份;
(4)定时自动备份,能够设定指定备份周期,对数据库进行自动备份;
(5)全库恢复,能够依据全数据库备份文件进行全库恢复;
(6)模型数据恢复,能够依据模型数据备份文件进行模型数据恢复;
(7)历史数据恢复,能够依据历史数据备份文件进行历史数据恢复;
5.1.4系统建模
(1)具备图模库一体化的网络建模工具,根据站所图、单线图等构成配电网络的图形和相应的模型
数据,自动生成全网的静态网络拓扑模型,具体要求包括但不限于:
a)遵循IEC61968和IEC61970建模标准,并进行合理扩充,形成配电自动化网络模型描述;
b)支持实时态、研究态和未来态模型统一建模和共享;
c)具备网络拓扑建模校验功能,对拓扑错误能够以图形化的方式提示用户进行拓扑修正;
d)提供网络拓扑管理工具,用户可以更加直接地管理和维护网络模型;
e)支持用户自定义设备图元和间隔模板,支持各类图元带模型属性的拷贝,提高建模效率。
(2)具备外部系统信息导入建模工具,包括配电GIS和生产管理系统(PMS)导入中压配网模型,以
及从调度自动化系统导入上级电网模型,并实现主配网的模型拼接,具体要求包括但不限于:
a)数据交换格式遵循IEC61968和IEC61970规范;
b)支持SVG、G语言、CIM等格式的图模导入;
c)支持站所图、线路单线图、线路沿布图、系统联络图等图形的导入;
d)支持图模数据的校验,形成错误报告;
e)支持上级电网模型和配网模型的拼接,以及配电网多区域之间的模型拼接功能;
f)图模导入宜以馈线/站所为单位进行导入;
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g)主配网模型拼接宜以中压母线出现开关为边界。
5.1.5多态多应用
多态多应用机制保证了配网应用功能对多场景的应用需求。
具体要求包括但不限于:
(1)系统具备实时态、研究态、未来态等应用场景;
(2)各态下可灵活配置相关应用,同一种应用可在不同态下独立运行;
(3)多态之间可相互切换。
5.1.6多态模型管理
应能满足对配电网动态变化管理的需要,反映配电网模型的动态变化过程,提供配电网各态模型的转
换、比较、同步和维护功能。
具体要求包括但不限于:
(1)多态模型的切换,实时监控操作对应实时态模型,分析研究操作对应研究态模型,设备投退役、
计划检修、网架改造对应未来态模型,各态之间可以切换,以满足对现实和未来模型的应用研究需要;
(2)支持各态模型之间的转换、比较、同步和维护等;
(3)支持多态模型的分区维护统一管理;
(4)支持设备异动管理。
5.1.7权限管理
权限管理能根据不同的工作职能和工作性质赋予人员不同的权限和权限有效期,具体要求包括但不限
于:
(1)层次权限管理,系统的权限定义应采用层次管理的方式,具有角色、用户和组三种基本权限主
体;
(2)权限绑定,权限配置可与工作站节点相关,不同工作站节点可赋予不同的权限;
(3)权限配置,权限配置可与岗位职责相关,不同岗位用户可赋予不同的操作权限。
5.1.8告警服务
告警服务应作为一种公共服务为各应用提供告警支持,具体要求包括但不限于:
(1)告警动作,告警服务应具备丰富的告警动作,包括语音报警、音响报警、推画面报警、打印报
警、中文短消息报警、需人工确认报警、上告警窗、登录告警库等;
(2)告警分流,可以根据责任区及权限对报警信息进行分类、分流;
(3)告警定义,可根据调度员责任及工作权限范围设置事项及告警内容,告警限值及告警死区均可
设置和修改;
(4)画面调用,可通过告警窗中的提示信息调用相应画面;
(5)告警信息存储、打印,告警信息可长期保存并可按指定条件查询、打印;
5.1.9报表管理
报表管理为各应用提供制作各种统计报表,具体要求包括但不限于:
(1)数据来源支持DSCADA及其他各种应用数据;
(2)具备报表属性设置、报表参数设置、报表生成、报表发布、报表打印、报表修改、报表浏览等
功能;
(3)具有灵活的报表处理功能,可针对报表数据进行各种数学运算;
(4)可按班、时、日、月、季、年生成各种类型报表;
(5)具备定时统计生成报表功能。
5.1.10人机界面
配电网监控功能应提供丰富、友好的人机界面,供配电网运行人员对配电线路进行监视和控制,具体
要求包括但不限于:
(1)界面操作,提供方便、直观和快速的操作方法和方便多样的调图方式,满足菜单驱动、操作简
单、屏幕显示信息准确等要求;
(2)图形显示,实时监视画面应支持厂站图、线路单线图、配电网络图、地理沿布图和自动化系统
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运行工况图等;
(3)交互操作画面,交互操作画面包括遥控、人工置位、报警确认、挂牌和临时跳接等各类操作执
行画面等;
(4)数据设置、过滤、闭锁,可根据需要设置、过滤、闭锁各种类型的数据;
(5)支持多屏显示、图形多窗口、无级缩放、漫游、拖拽、分层分级显示等;
(6)支持图模库一体化建模,包括图形编辑、数据库维护等功能;
(7)支持设备快速查询和定位;
(8)提供并支持国家标准一、二级字库汉字及矢量汉字。
5.1.11系统运行状态管理
系统运行状态管理能够对配电主站各服务器、工作站、应用软件及网络的运行状态进行管理和控制,
具体要求包括但不限于:
(1)节点状态监视,动态监视服务器CPU负载率、内存使用率、网络流量和硬盘剩余空间等信息;
(2)软硬件功能管理,对整个主站系统中硬件设备、软件功能的运行状态等进行管理;
(3)状态异常报警,对于硬件设备或软件功能运行异常的节点进行报警;
(4)在线、离线诊断测试工具,提供完整的在线和离线诊断测试手段,以维护系统的完整性和可用
性,提高系统运行效率;
(5)提供冗余管理、应用管理、网络管理等功能。
5.1.12WEB发布
WEB发布功能主要包括但不限于:
(1)网上发布,将实时监测数据以安全的方式进行网上发布;
(2)报表浏览,能够在WEB服务器提供各种报表,供相关人员进行浏览;
(3)权限限制,在WEB服务器进行严格的权限限制,限制不同人员的浏览范围,从而保证数据的安
全性。
5.2基本功能
5.2.1数据采集
具体要求包括但不限于:
(1)应满足配电网实时监控的需要。
(2)能够实现以下各类数据的采集和交换,包括但不限于:
a)电力系统运行的实时量测,如一次设备(线路、变压器、母线、开关等)的有功、无功、电流、
电压值以及主变档位(有载调压分节头档位)等模拟量;开关位置、隔离刀闸、接地刀闸位置、保护硬接
点状态以及远方控制投退信号等其他各种开关量和多状态的数字量;
b)保护、安自装置、备自投等二次设备数据;
c)电网一次设备、二次设备状态信息数据;
d)控制数据,包括受控设备的量测值、状态信号和闭锁信号等;
e)各类RTU/FTU/DTU/TTU及子站上传的数据;
f)卫星时钟、周波、直流电源、UPS或其它计算机系统传送来的数据及人工设定的数据;
(3)广域分布式数据采集,支持数据采集应用分布在广域范围内的不同位置,通过统筹协调工作共
同完成多区域一体化的数据采集任务并在全系统共享;
(4)大数据量采集,应能满足大数据量采集的实时响应需要,支持数据采集负载均衡处理;
(5)应支持多种通信规约(包括DL/T634或其它国内标准、国际标准规约)、多种应用、多类型的
数据采集和交换;
(6)支持多种通信方式(如光纤、载波、无线等)的信息接入和转发功能;
(7)具备错误检测功能,能对接收的数据进行错误条件检查并进行相应处理;
(8)具备通信通道运行工况监视、统计、报警和管理功能;
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(9)具备通信终端在线监视功能;
(10)利用公网通信实现的数据采集应符合国家电力监管委员会电力二次系统安全防护规定。
5.2.2数据处理
数据处理应具备模拟量处理、状态量处理、非实测数据处理、点多源处理、数据质量码、平衡率计算、
计算及统计等功能。
(1)模拟量处理
应能处理一次设备(线路、变压器、母线、开关等)的有功、无功、电流、电压值以及主变档位等模
拟量。
对模拟量的处理应实现以下功能:
a)提供数据有效性检查和数据过滤;
b)提供零漂处理功能,且模拟量的零漂参数可设置;
c)提供限值检查功能,并支持不同时段使用不同限值;
d)提供数据变化率的限值检查功能,当模拟量在指定时间段内的变化超过指定阀值时,给出告警;
e)支持人工输入数据;
f)可以自动设置数据质量标签;
g)按用户要求定义并统计某些量的实时最大值、最小值和平均值,以及发生的时间;
h)可支持量测数据变化采样;
i)进行工程单位转换;
(2)状态量处理
应能处理包括开关位置、隔离刀闸、接地刀闸位置、保护状态以及远方控制投退信号等其他各种信号
量在内的状态量。
状态量的处理应完成以下功能:
a)状态量用1位二进制数表示,1表示合闸(动作/投入),0表示分闸(复归/退出)。
b)支持双位遥信处理,对非法状态可做可疑标识;
c)支持误遥信处理,对抖动遥信的状态做可疑标识;
d)支持检修状态处理,对状态为检修的遥信变化不做报警;
e)支持人工设定状态量;
f)所有人工设置的状态量应能自动列表显示,并能调出相应接线图;
g)支持保护信号的动作计时处理,当保护动作后一段时间内未复归,则报超时告警;
h)支持保护信号的动作计次处理,当一段时间内保护动作次数超过限值,则报超次告警。
(3)非实测数据处理非实测数据可由人工输入也可由计算得到,以质量码标注,并与实测数据具备相同的数据处理功能。
(4)多数据源处理
应具备多源数据处理技术,同一测点的多源数据在满足合理性校验经判断选优后将最优结果放入实时
数据库,提供给其他应用功能使用。
应满足如下要求:
a)应能定义指定测点的相关来源及优先级;
b)应能根据测点的数据质量码自动选优,同时也应支持人工指定最优源;
c)状态估计数据可作为一个后备数据源,在其他数据源无效时可以选用状态估计数据;
d)选优结果应具有数据来源标志。
(5)数据质量码
应对所有模拟量和状态量配置数据质量码,以反映数据的质量状况。
图形界面应能根据数据质量码以
相应的颜色显示数据。
数据质量码至少应包括以下类别:
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张超
a)未初始化数据;
b)不合理数据;
c)计算数据;
d)实测数据;
e)采集中断数据;
f)人工数据;
g)坏数据;
h)可疑数据;
i)采集闭锁数据;
j)控制闭锁数据;
k)替代数据;
l)不刷新数据;
m)越限数据。
计算量的数据质量码由相关计算元素的质量码获得。
(6)统计计算功能
支持统计计算,应能根据调度运行的需要,对各类数据进行统计,提供统计结果,主要的统计功能应
包括:
a)数值统计:
包括最大值、最小值、平均值、总加值、负荷率、三相不平衡率,统计时段包括年、
月、日、时等;
b)极值统计:
包括极大值、极小值,统计时段包括年、月、日、时等;
c)次数统计:
包括开关变位次数、遥控次数等;
d)正确率统计:
能统计遥控正确率和遥信变位正确率;
e)合格率统计:
可对电压等用户指定的量进行越限时间、合格率统计,合格率可分时段统计,且用
户可针对不同时段设定多重限值;
f)停电设备统计:
统计停电范围,并可按厂站、线路、设备类型等条件分类查询;
g)运行工况统计:
能正确统计配电终端月停运时间、停运次数。
5.2.3数据记录
数据记录应提供事件顺序记录、周期采样、变化存储功能。
(1)事件顺序记录(SOE)
a)应能以毫秒级精度记录所有电网开关设备、继电保护信号的状态、动作顺序及动作时间,形成动
作顺序
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