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Q/GDW
国 家 电 网 公 司 企 业 标 准
Q/GDW XXX-2009
配电自动化系统技术导则
Technical Guide for Distribution Automation System
（初稿） (Ver 1.0)
20XX－XX－XX发布 20XX－XX－XX实施
国家电网公司 发布
Q/GDW XXX-2009
目 次
前 言 ......................................................................... 1 1. 2. 3. 4.
范围 .......................................................................... 1 规范性应用文件 ................................................................ 1 术语和定义 .................................................................... 1 总则 .......................................................................... 2
总体要求 ...................................................................... 2 遵循原则 ...................................................................... 2
4.1. 4.2.
5. 配电自动化系统的实现模式....................................................... 2
简易型 ........................................................................ 2
特征描述 ................................................................. 2 适用对象 ................................................................. 2 特征描述 ................................................................. 2 适用对象 ................................................................. 3 特征描述 ................................................................. 3 适用对象 ................................................................. 3 特征描述 ................................................................. 3 适用对象 ................................................................. 3 特征描述 ................................................................. 3 适用对象 ................................................................. 3
5.1.
5.1.1. 5.1.2. 5.2. 5.2.1. 5.2.2. 5.3. 5.3.1. 5.3.2. 5.4. 5.4.1. 5.4.2. 5.5. 5.5.1. 5.5.2.
实用型 ........................................................................ 2
标准型 ........................................................................ 3
集成型 ........................................................................ 3
智能型 ........................................................................ 3
6. 主站系统 ...................................................................... 4
基本功能 ...................................................................... 4 扩展功能 ...................................................................... 4 电网分析应用 .................................................................. 4 与其它系统的互连 .............................................................. 4 配置原则 ...................................................................... 4
硬件配置 ................................................................. 4 软件配置 ................................................................. 4
6.1. 6.2. 6.3. 6.4. 6.5.
6.5.1. 6.5.2.
7. 终端/子站 ..................................................................... 5
配电终端 ...................................................................... 5
基本功能 ................................................................. 5 应用于开闭所 ............................................................. 5 应用于配电室、箱式变电站 ................................................. 5 应用于环网开关箱、分界室 ................................................. 5 应用于柱上开关 ........................................................... 6
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7.1.
7.1.1. 7.1.2. 7.1.3. 7.1.4. 7.1.5.
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7.1.6. 7.1.7. 7.2. 7.2.1. 7.2.2.
应用于柱上配电变压器 ..................................................... 6 应用于架空线路 ........................................................... 6 通信汇集型子站基本功能 ................................................... 6 监控功能型子站基本功能 ................................................... 7
配电子站 ...................................................................... 6
8. 馈线自动化 .................................................................... 7
馈线自动化实施条件 ............................................................ 7 馈线自动化类型及功能 .......................................................... 7
就地型 ................................................................... 7 集中型 ................................................................... 7
8.1. 8.2.
8.2.1. 8.2.2.
9. 通信系统 ...................................................................... 7
基本要求 ...................................................................... 7 通信方式 ...................................................................... 8
光纤专网 ................................................................. 8 配电线载波 ............................................................... 8 无线专网 ................................................................. 8 无线公网 ................................................................. 8
9.1. 9.2.
9.2.1. 9.2.2. 9.2.3. 9.2.4. 9.3.
通信方式的选择 ................................................................ 8
10. 主要性能指标 ................................................................ 8
10.1. 配电自动化的系统性指标 ........................................................ 8 10.2. 主站技术指标 .................................................................. 8 10.2.1. 10.2.2. 10.2.3. 10.2.4. 10.2.5. 10.2.6. 10.2.7. 10.2.8.
容量要求 ................................................................. 8 冗余性 ................................................................... 8 可用性 ................................................................... 9 可靠性 ................................................................... 9 计算机资源利用率 ......................................................... 9 网络负载 ................................................................. 9 信息处理 ................................................................. 9 实时性 ................................................................... 9
10.3. 终端/子站技术指标 ............................................................ 10 10.4. 通信系统技术指标 ............................................................. 10
附录A ............................................................................ 11 附录B ............................................................................ 14 附录C ............................................................................ 18 附录D ............................................................................ 19 附录E ............................................................................ 20 附录F ............................................................................ 21
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前 言
2009年7月24日国家电网公司智能电网部组织召开了“配电自动化标准制定工作讨论会”。会上强调了配电自动化是智能电网建设的一项重要工作，配电自动化相关标准是智能电网标准体系的重要组成部分。智能电网部会同生技部对配电自动化相关标准的制定工作进行了部署，明确了配电自动化建设工作的方向和原则。根据讨论会上形成的一致意见，决定尽快着手进行《配电自动化技术导则》和《配电自动化建设和改造技术原则》两个重要标准的编制工作。
公司生技部负责组织制订这两个重要标准，并对相关工作做了具体安排。由国网电科院为牵头单位，中国电科院、国网信通公司、上海电力公司、福建电力公司、宁夏电力公司等为参加单位，集中优势力量，立即开展这两个技术标准的编制工作。
本导则制定工作遵循全面性、适用性、差异性和前瞻性的原则，在总结过去配电自动化实践经验的基础上，从我国供电部门的实际需要出发，针对配电自动化量大面广的特点，以国网科技部组织编写的《配电自动化技术现状与发展分析报告》为可行性研究背景，按照该《分析报告》提出的五种实现模式为主要参考依据，定义和规范配电自动化系统的应用功能和技术性能，以满足不同规模和不同条件的城市配电自动化的需求，适应我国配电自动化的建设和发展，将配电自动化工作分阶段、分层次逐步推向实用化，为实现智能电网的大目标创造必备和坚实的基础。
本导则由国家电网公司生产技术部提出并负责解释。 本导则由国家电网公司科技部归口。
本导则主要起草单位：国网电力科学研究院、中国电力科学研究院、国网信通公司、北京电力公司、上海电力公司、福建电力公司、宁夏电力公司、浙江电力公司等。
本导则主要起草人：沈兵兵、张子仲、丁孝华、赵高峰、顾欣欣、李卫良、付永长、朱晓芬、陈国锋、杨健、彭辉、马崇伟、宋晔等。
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1. 范围
1.1 本导则适用于国家电网公司管辖范围内地级市及以上的城市配电网的配电自动化系统的规划、设计、建设与改造。
1.2 本导则规定了国家电网公司配电自动化系统的规划、设计、建设与改造等应遵循的主要技术原则和功能要求。 2. 规范性应用文件
下列文件中的条款通过本导则的引用而构成为本导则的条款。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导则，然而，鼓励根据本导则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导则。
GB/T 13720 地区电网数据采集与监控系统通用技术条件 GB/T 13729-2002 远动终端设备
GB/T 14285-2006 继电保护和安全自动装置技术规程 IEC870-1 远动设备及系统 总则 一般原理和指导性规范 IEC870-2 远动设备及系统 工作条件 环境条件和电源 IEC870-3 远动设备及系统 接口（电气特性） IEC870-4 远动设备及系统 性能要求 IEC870-5 远动设备及系统 传输规约
IEC870-5-101 远动设备及系统 传输规约 基本远动任务配套标准 IEC870-5-103 远动设备及系统 传输规约 保护通信配套标准 IEC 61968 System Interface For Distribution Management System
IEC 61970 Energy Management System Application Program Interface(EMS-API) DL 5002-91 地区电网调度自动化设计技术规程 DL 516-93 电网调度自动化系统运行管理规程 DL/T 547-94 电力系统光纤通信运行管理规程 DL/T 550-94 地区电网调度自动化功能 DL/T 630-1997 交流采样远动终端技术条件 DL/T 686-1999 电力网电能损耗计算导则 DL/T 721-2000 配电网自动化远方终端系统
DL/T 478-2001 静态继电保护及安全自动装置通用技术条件
DL/T 790.12-2001/IEC 61334-1-2.1997 配电线载波的配电自动化制订规范的导则 DL/T 790.31-2001/IEC 61334-3-1.1998 配电线载波信号传输要求—频带和输出电平 DL/T 790.322-2002/IEC 61334-3-22.2001 配电线载波信号传输要求—中低压相地和注入式屏蔽地结合设备
DL/T 814-2002 配电自动化系统功能规范 DL/T 5344-2006 电力光纤通信工程验收规范
DL/T 1080-2008 电力企业应用集成 配电管理的系统接口 3. 术语和定义
3.1 配电自动化系统DAS（Distribution Automation 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、馈线自动化等功能。主要包括配电自动化主站、子站及终端。
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3.2 馈线自动化FA(Feeder Automation)
实现馈线的故障定位、隔离和非故障区域自动恢复供电的功能。 3.3 生产管理系统PMS(Power Production Management System)
生产管理系统是国家电网公司“SG186”工程八大业务应用之一，覆盖电网生产全过程、实现横向集成和纵向贯通的生产管理标准化系统。 3.4 信息交换总线
基于IEC 61968 接口标准的消息总线，支持不同应用系统之间的集成，实现跨部门、跨系统、跨安全区的工作流程及信息共享，具有标准性、安全性、可靠性和便捷性。 3.5 综合数据平台
基于数据库技术，遵循IEC61970 CIM/CIS的公共信息交换机制，实现数据的共享，并在此平台上实现数据的综合分析和展示。 3.6 调控一体化
4. 总则 4.1. 总体要求
4.1.1 应根据配电网当前设备和网架现状以及未来的建设需求，循序渐进地分阶段规划实施配电自动化系统。
4.1.2 应根据各地配电系统所在地经济发展基础及和负荷差异的现状、供电可靠性的实际需求，选择相应类型的配电自动化实现模式。
4.1.3 应充分利用原有配电自动化系统的设备资源，原则上应该继承使用或经适当改造后使用。 4.2. 遵循原则
实施配电自动化应遵循“统一规划、优化设计、因地制宜、分步实施”的基本原则。在系统设计上应“以覆盖全部配网设备为基本考虑、以信息共享/功能整合为重要手段、以配网调度/生产指挥为应用主体、以提高配网管理水平为主要目的”。 5. 配电自动化系统的实现模式 5.1. 简易型 5.1.1. 特征描述
简易型配电自动化系统是基于就地检测和控制技术的一种准实时系统。它采用故障指示器来获取配电线路上的故障信息，将故障指示信号上传到相关的主站，由主站来判断故障区段。在配电开关采用重合器或配电自动开关，可以通过开关之间的时序配合就地实现故障的隔离和恢复供电。相关内容参见附录A的图A-1、图A-2。 5.1.2. 适用对象
适用于单辐射或单联络的一次网架和无专网通信条件区域的配电线路。 5.2. 实用型 5.2.1. 特征描述
实用型配电自动化系统是利用多种通信手段（如光纤、载波、无线公网/专网等），以两遥（遥
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信、遥测）为主，并对具备条件的一次设备可实行单点遥控的实时监控系统。其主站具备基本的SCADA 功能，对配电线路、设备实现数据采集和监测，根据配电终端数量或通信方式的需要，该系统可以增设配电子站。在不具备上述相应条件的线路或区域，依然可以采用简易型的配电自动化模式。参见附录A的图A-3。 5.2.2. 适用对象
适用于配电自动化的初期建设或不需要实现FA功能的，且已设立或准备设立配网调度机构的供电企业。 5.3. 标准型 5.3.1. 特征描述
标准型配电自动化系统是在实用型的基础上实现完整的SCADA功能和FA功能，能够通过主站和终端的配合，实现故障区段的快速切除与自动恢复供电。能与上级调度自动化系统和配电生产管理系统/配电地理信息系统实现互连，建立完整的配网模型，应能支持基于全网拓扑的配电应用功能。该系统主要为配网调度服务，同时兼顾配电生产和运行管理部门的应用。对于基于主站控制的馈线自动化（FA），一般需要采用可靠、高效的通信手段（如光纤）。参见附录A的图A-4。 5.3.2. 适用对象
适用于配电网架比较完善、配电自动化已具备一定基础且配电生产管理系统/配电地理信息系统等相关应用系统比较成熟的供电企业，其中馈线自动化（FA）宜在对供电可靠性要求较高的区域里实施。 5.4. 集成型 5.4.1. 特征描述
集成型配电自动化系统是在标准型的基础上，通过信息交换总线或综合数据平台技术，与企业内各个与配电相关的系统实现互连，整合配电信息，外延业务流程，扩展和丰富配电自动化系统的应用功能，支持配电调度、生产、运行以及用电营销等业务的闭环管理，为供电企业的安全和经济指标的综合分析以及辅助决策服务。参见附录A的图A-5。 5.4.2. 适用对象
适用于配电一次网架比较成熟、配电自动化系统已初具规模、各种应用系统比较成熟的供电企业。 5.5. 智能型 5.5.1. 特征描述
智能型配电自动化系统是在标准型或集成型配电自动化系统的基础上，扩展对于分布式电源/储能/微电网等接入功能，实现配电网的自愈控制和经济运行分析功能，实现与上级电网的协同调度以及与智能用电系统的互动功能。参见附录A的图A-6。 5.5.2. 适用对象
适用于已开展或拟开展分布式电源/储能/微电网等方面的建设，配电自动化系统已具有较好的应用水平并正在同步开展智能用电系统建设的供电企业。
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6. 主站系统
主站系统必须满足国家、行业的相关标准和要求。具备可靠性、可用性、开放性、可扩展性和可维护性，并可根据各地区配电网架结构、配电自动化应用基础以及供电企业的实际需求，对软硬件系统选择和配置。 6.1. 基本功能
主站系统在保证图形、拓扑来源的唯一性的前提下，具备SCADA系统功能，即：数据采集、状态监视、图形显示、事件告警、事件顺序记录、遥控或遥调、事故追忆、数据统计和报表打印等。 6.2. 扩展功能
主站系统还可根据各地区建设情况和实际需要具有以下全部或部分功能：馈线自动化、电能质量监测、配电通信网络工况监视、设备状态监测、停电管理、可视化展示及与其它系统交换数据等。 6.3. 电网分析应用
电网分析应用软件应当包括网络建模、状态估计、拓扑分析、故障分析处理、潮流计算、网络重构、短路电流计算、线损计算、快速仿真、负荷预测、预警分析及与其它相关管理软件的集成等。
其中网络建模、拓扑分析为电网分析应用软件的基础和公共模块，应遵循IEC 61970/61968的CIM标准建模，保证基于网络建模和网络拓扑分析上的其他各项应用软件正确运行。
注：6.1、6.2、6.3的详细功能可参见《配电自动化系统功能规范》、《配电网调控一体智能技术支持系统功能规范》及其它相关标准。 6.4. 与其它系统的互连
与其它系统（如上级调度自动化系统、生产管理系统/地理信息系统等）之间的互连应采用基于IEC 61968标准的信息交换总线来实现，若有综合数据平台，可作为数据仓库的应用系统接入信息交换总线。与其它应用系统的相关边界参见附录C,与SG186的应用系统的关系参见附录E。 6.5. 配置原则
根据配电自动化不同的实现模式，主站系统的软硬件配置应体现差异性、前瞻性。 6.5.1. 硬件配置
配电主站硬件根据应用需求配置，满足系统性能和功能要求。配电主站硬件必须是标准化的通用设备，具有良好的开放性和可替代性，符合安全性、可靠性原则。
不同规模的主站系统硬件配置有所不同，其差异性主要体现在： （1） 数据采集服务器数量、性能。
（2） 应用服务器、历史服务器和信息发布服务器的性能。 （3） 存储设备的性能、容量。 （4） 应用工作站的数量、性能。 6.5.2. 软件配置
（1） 各地区在进行配网自动化主站建设时，以实用性为主要出发点，适当前瞻，留有扩展空间。 （2） 实用型模式的主站系统应具备6.1所述的主站系统基本功能，电网分析应用软件不做要
求。
（3） 标准型模式的主站系统应完全具备6.1所述的主站系统基本功能，在信息条件满足的情况
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下可选择网络建模、网络拓扑分析、馈线自动化、配电网仿真等相关电网分析应用软件。 （4） 集成型模式的主站系统应完全具备6.1所述的主站系统基本功能和６.２所述的扩展功
能，通过基于IEC 61968 的信息交换总线或综合数据平台与其它系统互连，在条件满足的情况下，可根据需要选择相关电网分析应用软件。
（5） 智能型模式的主站系统是在标准型或集成型配电自动化系统的基础上，能适应分布式电源
/储能/微电网接入带来的多电源、双向潮流分布的配电网络特性，能实现对分布式电源/储能/微电网的监控，实现配电网的自愈控制与协调处理，实现与输电网调度的协同处理与控制，能与智能用电系统实现互动，以及实现多能源互补的智能能量管理。
7. 终端/子站 7.1. 配电终端
配电终端主要指用于开闭所、配电室、环网开关箱、分界室、箱式变电站、柱上开关、配电变压器、线路等配电设备的监测和控制装置。配电终端应具备较高的稳定性、可靠性、可扩展性及维护的方便性。 7.1.1. 基本功能
配电终端须满足国家、行业的相关标准和要求。应具备：线路和设备的状态信息采集、事件记录、数据存贮、远程通信、对时功能、远程维护、自诊断等功能。采用蓄电池作为备用电源的终端需具备蓄电池管理功能。对支持分布式电源/储能/微电网等接入应用的配电终端，应具有自适应能力，能自动识别潮流方向，具有自动调整或遥控调整保护定值的能力。
7.1.2--7.1.6节描述了配电终端在具备上述基本功能的条件下，应用于不同场合时的扩展功能。 7.1.2. 应用于开闭所
安装在开闭所的配电终端，其采集的信息应满足开闭所监测和控制的要求： （1） 采集开闭所进/出线电流、母线电压。 （2） 具备就地/远方控制功能。
（3） 能够提供至少使开关分闸、合闸各一次的备用操作电源。 （4） 具备单元扩展功能。
（5） 新建及改造的开闭所，宜采用保护测控合一的综合自动化方式实现相应功能。
7.1.3. 应用于配电室、箱式变电站
安装在配电室、箱式变电站的配电终端，采集的信息应满足配电室、箱式变电站监测和控制的要求：
（1） 采集配电室进线电流、配变低压侧电压、电流。
（2） 在条件具备的情况下，可采集进线三相电压及电表电量，为线损管理提供依据。 （3） 具备无功补偿功能的终端的技术性能应满足《国家电网公司电力系统无功补偿配置技术原
则》的要求。
（4） 应用于环网联络点的终端应具备遥控功能。 （5） 具备容量扩展能力。 7.1.4. 应用于环网开关箱、分界室
安装在环网开关箱、分界室的配电终端，采集的信息应满足环网开关箱、分界室监测和控制的
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要求：
（1） 能区分线路相间、单相接地等故障。 （2） 应用于环网联络点的终端应具备遥控功能。
（3） 应用于环网柜出线开关，可根据一次设备的现状，安装具备线路保护的终端。其技术性能
应满足《继电保护和安全自动装置技术规程》（GB/T 14285），或其他微机保护技术导则和技术条件的要求。 （4） 具备容量扩展能力。 7.1.5. 应用于柱上开关
安装在柱上开关的配电终端应采用户外设计，采集的信息应满足柱上开关监测和控制的要求： （1） 能采集线路的电压、电流信息。对具备零序CT的开关，终端宜有采集线路零序电流，并
提示单相接地故障信息的能力。 （2） 应能区分线路相间及单相故障。 （3） 应具备遥控功能。
（4） 对用户支线开关，可安装具备线路保护及重合功能的终端。其技术性能应满足《继电保护
和安全自动装置技术规程》（GB/T 14285），或其他微机保护技术导则和技术条件的要求。
7.1.6. 应用于柱上配电变压器
安装在柱上配电变压器的配电终端应采用户外设计，采集的信息应满足柱上配电变压器监测的要求：
（1） 采集配变低压侧的三相电压、电流信息及电量信息。 （2） 采集配变低压侧电表信息的功能。
（3） 在条件具备的情况下，可扩展配变高压侧的数据采集，为线损管理提供依据。
（4） 对安装无功补偿装置的配变，应具备电压无功就地自动控制的功能。其技术性能应满足《国
家电网公司电力系统无功补偿配置技术原则》的要求。
7.1.7. 应用于架空线路
安装在架空线路上的故障指示器，利用遥信功能，实现快速检测线路故障，采集的信息应满足线路故障检测的基本要求:
（1）能够区分故障相别。 （2）应具备通信电源。 （3）具备信息重传能力。 7.2. 配电子站
配电子站放置在变电站或开闭所中，负责该站供电区域内的配电终端的数据集中与转发。按功能需求分为通信汇集型子站和监控功能型子站。配电子站功能应满足《配电自动化系统功能规范》的相关要求。
7.2.1. 通信汇集型子站基本功能
（1） 终端数据的汇集与转发。 （2） 远程通信功能。
（3） 终端通信故障检测与上报。 （4） 远程维护和自诊断能力。
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7.2.2. 监控功能型子站基本功能
（1） 应具备通信汇集型子站的基本功能。
（2） 在所控制的配电线路范围内发生故障时，子站应具备自动故障区域判断、隔离及恢复非故
障区供电的能力，并将处理情况上传给配电主站。 （3） 信息存贮功能。 （4） 人机交互功能。 8. 馈线自动化
8.1. 馈线自动化实施条件
对实行馈线自动化的区域，相关配电线路及设备应具备以下条件： 负荷转供路径和足够的备用容量，满足故障情况下负荷转移的要求。 一次开关设备应具备电动操作机构，可通过终端进行远程或就地控制。 应能提供开关备用操作电源。在线路失电后，能够进行分、合闸操作。 应能够提供保护级电流互感器。 8.2. 馈线自动化类型及功能
馈线自动化需在变电站出线保护配合下进行。根据不同区域供电可靠性的不同要求，馈线自动化方案可以采取以下典型模式：就地型和集中型。 8.2.1. 就地型
不需要远方主站/子站控制，通过终端相互间通信、保护配合或时序配合，在线路发生故障时，隔离故障并对非故障区域恢复供电。 8.2.2. 集中型
借助通信手段，通过配电终端和主站/子站系统的配合，在配电网正常运行时，实时监视其运行情况并实现远方控制；在配电网发生故障时，判断故障区域，并通过遥控线路开关隔离故障区域和恢复非故障区域供电。 9. 通信系统
配电通信网的建设应综合考虑配电自动化、计量、用户用电信息采集等系统的多种需求，统一规划设计，提高基础设施利用率。根据配电自动化系统的五种实现模式，合理设计、建设配电自动化通信网络。配电主站与配电子站之间的通信网络为骨干层，配电主站、子站至配电终端的通信网络为接入层。 9.1. 基本要求
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。骨干层通信网络应采用IP技术体制，具备动态路由迂回能力，有较高的生存性，在满足有关信息安全标准前提下，可以采用IP虚拟专网方式。
接入层通信网络应因地制宜，采用多种通信方式相结合的原则组建，可采用光纤专网、配
电线载波、无线等多种通信方式。
应建立配网通信综合接入平台，实现多种通信方式统一接入、统一接口规范和统一管理。 应建设配网通信集中网管系统，实现对配网通信设备、通信通道、重要通信站点的工作状
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态统一监控和管理，包括拓扑管理、故障管理、性能管理、配置管理、安全管理等功能。 应支持以太网、RS232/RS485/RS422等接口，并能提供标准网管接口，支持本地网管和远程
网管。
9.2. 通信方式 9.2.1. 光纤专网
光纤专网通信方式可应用到所有类型的配电自动化系统，宜选择以太网无源光网络、工业以太网等光纤以太网技术。 9.2.2. 配电线载波
配电线载波通信技术是光纤专网通信方式的补充，适合于电力电缆屏蔽层、架空-电缆混合线路的载波组网通信。配电线载波通信系统使用频率、功率和组网方式等应符合DL/T790。 9.2.3. 无线专网
选用适合配电自动化业务的无线专网技术，应充分验证技术的成熟性、标准性、开放性和安全性。
9.2.4. 无线公网
无线公网通信方式以GPRS/CDMA/3G通信方式为主，可用于不需要遥控功能的配电自动化终端通信需求，应遵循电监会《电力二次系统安全防护规定》。 9.3. 通信方式的选择
标准型、集成型和智能型配电自动化系统可采用多种通信方式相结合的原则，对于需要实现馈线自动化的区域宜采用光纤专网通信方式；不需要遥控功能的配电自动化终端可以采用无线公网通信方式。
10. 主要性能指标
10.1. 配电自动化的系统性指标
10.2. 主站技术指标 10.2.1. 容量要求
（1） 系统最大接入实时信息容量大于80万，并支持在线扩充； （2） 可接入终端数≥30000； （3） 可接入控制量≥64000； （4） 历史数据保存周期不少于3年； （5） 可接入子站数≥50个； （6） 可接入工作站数≥40个。 10.2.2. 冗余性
服务器、交换机等关键节点采用冗余配置，系统内任一节点故障不应引起主要功能的丧失及导致系统响应灵敏度低于系统性能要求。冗余配置的各节点应满足以下要求：
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（1） 在任何时刻保证冗余配置的节点之间可相互切换，备用节点可随时接替值班节点投入运
行；
（2） 热备节点之间数据保持严格一致，节点切换不应有数据丢失及影响系统正常运行； （3） 冗余配置节点可手动和自动切换，切换时间小于5s；； （4） 冷备用设备接替值班设备的切换时间小于5min；
（5） 关键节点配置冗余电源。设备电源故障切换以及网络切换必须无间断，对系统无干扰。 10.2.3. 可用性
系统在完成主要功能的前提下，应满足以下性能指标： （1） 系统年可用率不小于99.9%； （2） 系统运行寿命大于10年。 10.2.4. 可靠性
（1） 系统中关键设备MTBF>17000小时；
（2） 由于偶发性故障而发生自动热启动的平均次数小于1次/3600小时。 （3） 所有设备的寿命在正常使用情况下≥15年； 10.2.5. 计算机资源利用率
系统在任何情况下，各计算机节点的CPU负载率必须满足以下指标： （1） 任何服务器在任意10s内，CPU平均负荷率小于35％； （2） 任何用户工作站在任意10s内，CPU平均负荷率小于35％。 10.2.6. 网络负载
（1） 在任何情况下，系统骨干网在任意5min内，平均负载率小于20%；
（2） 双网以分流方式运行时，每一网络的负载率应小于12%，单网运行情况下网络负载率不超
过24%。
10.2.7. 信息处理
（1） 遥测量综合误差不大于±1.0%（额定值）； （2） 遥控量正确率不小于99.9%； （3） 遥控正确率100%。 10.2.8. 实时性
系统应对事件提供快速响应，并至少满足下列指标： （1） 专网通信条件下开关量变位到主站小于10秒； （2） 专网通信条件下遥测变化传送时间小于20秒； （3） 专网通信条件下事件顺序记录分辨率小于1秒； （4） 公网通信条件下开关量变位到主站小于3分； （5） 公网通信条件下遥测变化传送时间小于3分； （6） 画面实时数据更新周期为1～10秒（可调）； （7） 系统时间与标准时间误差不大于1秒。
（8） 馈线自动化实现故障区域自动隔离时间小于1分钟； （9） 馈线自动化实现非故障区域自动恢复供电时间小于2分钟；
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（10） 遥控量从选中到命令送出主站系统不大于2秒；
（11） 公网数采服务器与SCADA服务器、应用工作站之间跨越正向物理隔离时的数据传输时
延小于3秒，跨越反向物理隔离时的数据传输时延小于20秒；
10.3. 终端/子站技术指标
内 容 1) 遥测综合误差 2) 遥测合格率 模拟量 3) 遥测越限由终端传递到子站/主站 4) 遥测越限由子站传递到主站 1) 遥信正确率 2) 站内事件分辨率 状态量 3) 遥信变位由终端传递到子站/主站 4) 遥信变位由子站传递到主站 1) 遥控正确率 遥 控 2) 遥控命令选择、执行或撤消传输时间 子站、远方终端平均无故障时间 系统可用率 其他 配电自动化设备的环境温度、湿度、耐压强度、抗电磁干扰、抗振动、防雷等
10.4. 通信系统技术指标
传输速率 误码率 工作方式 平均无故障时间 ≥2400bps 光纤方式优于10-9，其他方式优于10-5 双工 ≥26000h
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指 标 ≤1% ≥98% <30S <5S ≥99.9% <10ms <30S <5S ≥99.99% ≤15S ≥26000h ≥99.9% 满足GB/T 13729和 DL/T 721要求 Q/GDW XXX-2009
附录A （资料性附录）
配电自动化系统的五种实现模式
图A-1 简易型（一）
图A-2 简易型（二）
图A-3 实用型
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图A-4 标准型
图 A-5 集成型
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图A-6 智能型
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附录B
（资料性附录）
配电线路典型接线图及配电终端采集信息表
B.1 架空线路 B.1.1 典型接线
图B-1、B-2是2种典型的架空线路接线图。架空线路宜环网布置开环运行。一般通过采用柱上开关将线路多分段、多联络。就近安装馈线终端，配置电压互感器除测量用途外还可作为终端电源，配置电流互感器（保护级）采集线路的三相电流。
图B-1 多分段多联络接线
图B-2 “手拉手”环网
B.1.2 信息采集
表B-1为架空线路馈线终端推荐采集的信息类型。实际建设中需采集的信息类型应根据实际需求以及现场条件确定。
表B-1 柱上开关配电终端采集信息量类型表 类 别 重 要 信 息 量 柱上开关位置信号 柱上开关储能状态 线路故障状态 次 要 信 息 量 SF6气体异常报警信号 硬接点遥信量 SF6气压闭锁信号 终端蓄电池故障信号 刀闸位置信号 软接点遥信量 14
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类 别 重 要 信 息 量 线路三相电流 零序电压、电流 次 要 信 息 量 线路电压 线路有功功率 线路无功功率 线路功率因数 遥测量 硬接点遥控量 B.2 电缆线路 B.2.1典型接线
10kV开关 蓄电池充放电开关 图B-3、B-4、B-5、B-6为电缆配电线路的典型接线图。在开闭所、环网柜、电缆分支箱等处配置终端，其容量应满足采集全部开关的遥测、遥信数据的需要。电压互感器和保护级电流互感器视实际情况配置，电压互感器除测量用途外还可作为馈线终端电源。若现场无法安装电压互感器，可使用附件的低压电源供给配电终端使用；若不能安装电流互感器等，可以只配置遥信采集模块采集故障指示器的输出信号及开关位置等其他硬接点信号，实现遥信功能。
图B-3 单环网接线方式
图B-4 双射网接线方式
图B-5 双环网接线方式
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图B-6 对射网接线方式
B.2.2信息采集
表B-2为开闭所、环网柜、电缆分支箱等终端推荐采集的信息类型，实际建设中需采集的信息类型应根据实际需求以及现场条件确定。
表B-2 电缆线路配电终端采集信息量类型表 类 别 重 要 信 息 量 开关位置信号 硬接点遥信量 开关储能状态 软接点遥信量 线路故障状态 次 要 信 息 量 SF6气体异常报警信号 SF6气压闭锁信号 终端蓄电池故障信号 保护动作信号和异常信号 刀闸位置信号 10kV线路零序电流 10kV线路电压 遥测量 10kV线路相电流 10kV线路有功功率 10kV线路无功功率 10kV线路功率因数 硬接点遥控量 B.3配电变压器 B.3.1典型接线
图B-7为配电变压器典型接线图。配电变压器终端直接接入配变低压侧电压，在低压侧安装电流互感器测量低压侧电流。
10kV开关 蓄电池充放电开关
图B-7 配电变压器典型接线图
B.3.2信息采集
表B-3为配电变压器终端可能需要采集的信息类型，实际建设中应根据实际需求以及现场条件确定需采集的信息类型。
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表B-3 配电变压器终端信息采集表 类 别 重 要 信 息 量 低压侧三相电流 低压侧电压 遥测量 低压侧有功功率 低压侧无功功率 低压侧功率因数 配变低压侧有功电量 配变低压侧无功电量
次 要 信 息 量 每月、日电压和电流、有功功率、无功功率的最大和最小值及其出现时间； 每月、日电压超上限和越下限时间，电压不合格累计时间，电压合格率； 电流不平衡率 谐波百分比 变压器温度 电度量 其他信息 电度表电量信息 变压器断电时刻、复电时刻、电压越限时刻 17
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附录C
（资料性附录）
配电自动化系统与相关系统的关系（边界定义）
主站作为配电自动化的一个重要组成部分，所需要的数据种类较多，为了消除“信息孤岛”，实现信息共享，应充分利用各种已有的系统中的信息。 C.1 共享数据内容
其它系统应提供的数据包括：
中压电网（包含10kV、20kV）的网络拓扑数据和相关的设备参数（例如：通过GIS系统或
生产管理系统）。
高压配电网（上级变电站）的网络拓扑数据和相关的设备参数、实时数据等（例如：通过
调度自动化系统）。
低压配电网（380/220v）的网络拓扑和相关的设备参数（例如：通过客户信息系统） 用户的故障报警信息（例如：通过95598系统），自动故障报警信息（例如：通过用电采集
自动化系统）
配网设备计划检修信息、计划停电信息等（例如：通过生产管理系统） 低压公变和专变用户的各种准实时信息（例如：通过低压集抄系统） C.2 共享数据一致性要求
为了保证主站和其它应用系统数据的一致性，各个应用系统中对同一个实际设备的描述，应支持统一的编码。例如：
上述中压配电网和高压配电网数据来自于两个应用系统，则上述两个系统中的分界设备（例
如：10kV出线开关）必须保证统一的编码，作为上述两个系统的模型连接点。
上述中压配电网和低压配电网数据来自于两个应用系统。则上述两个系统中的分界设备（例
如：变压器）必须保证统一的编码，作为上述两个系统的模型连接点。
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附录D
（资料性附录）
多种配电通信方式综合应用的典型案例
图D-1 多种配电通信方式综合应用的典型案例示意图
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附录E （资料性附录）
信息交换总线和SG186应用系统的关系
信息交换总线主要完成配网生产/运行相关的应用系统之间的服务共享（信息交换）。明确数据提供方的服务端所提供消息的方式（主动发送或请求/应答），实现机制和相关的以IEC 61970、61968为核心的消息格式。明确作为数据请求方的客户端所请求消息的实现机制和相关的以IEC 61970、61968为核心的消息格式。
SG 186中的应用系统（例如PMS）需要支持Web Service、JMS等标准的接入方式，采用IEC 61968的XML消息方式实现关系数据、图形数据等的主动发送，实现和信息交换总线的连接。
图E-1 信息交换总线与SG186的关系图
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附录F （规范性附录）
配电自动化系统不同模式的功能表
功 能 数据采集 状态监视 图形显示 事件告警 基本功能 事件顺序记录 遥控或遥调 事故追忆 数据统计 报表打印 馈线自动化 电能质量监测 配电通信网络工况监视 扩展功能 设备状态监测 停电管理 可视化展示 与其它系统交换数据 网络建模 状态估计 拓扑分析 故障分析处理 潮流计算 电网分析应用 网络重构 短路电流计算 线损计算 快速仿真 负荷预测 预警分析 与其它相关管理软件的集成 与其他系统的互连 与其它系统（如生产管理系统、地理信息系统等）之间的互连 分布式电源/储能/微网接入 √ √ √ 简易型 实用型 标准型 集成型 智能型 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ △ √ △ √ √ √ √ √ √ √ √ √ △ √ △ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ △ √ √ √ √ √ √ √ √ √ △ √ △ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ 智能应用 注：√代表必选，△代表可选。
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