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1、配电自动化典型配置技术方案中国南方电网有限责任公司南方电网公司二一六年六月目录1范围12规范性引用文件13总体原则24技术方案44.1建设模式44.2配电自动化主站配置方案54.3配电自动化通信配置方案94.4馈线自动化配置方案16附录A37附录B39附录C46南方电网公司配电自动化典型配置技术方案1 范围本技术方案规定了南方电网公司四级地区六类供电区配电自动化的典型配置，适用于南方电网公司范围内配电自动化主站、通信、终端的规划、设计、建设、改造等工作。2 规范性引用文件下列文件对于本技术方案的应用是必不可少。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本技术方案。凡是不注日期的引用文件，其最新
2、版本（包括所有的修改单）适用于本技术方案：DL/T 390-2016 县域配电自动化技术导则DL/T 721-2013 配电自动化远方终端DL/T 814-2013 配电自动化系统技术规范DL/T 1080 电力企业应用集成 配电管理的系统接口DL/T 5709-2014 配电自动化规划设计导则Q/CSG 110035-2012南方电网10kV-110kV线路保护技术规范Q/CSG110037-2012南方电网10kV110kV系统继电保护整定计算规程Q/CSG1201001-2014 配电自动化规划导则Q/CSG 1203004.3-201420kV及以下电网装备技术导则Q/CSG12030
3、14-2016 10kV柱上真空断路器成套设备技术规范Q/CSG1203015-2016 10kV柱上真空负荷开关自动化成套设备技术规范Q/CSG1203017-2016 配电自动化站所终端技术规范Q/CSG1203018-2016 配电自动化馈线终端技术规范Q/CSG1203019-2016 配电线路故障指示器技术规范Q/CSG 1204005.71-2014南方电网一体化电网运行智能系统技术规范Q/CSG1204009-2015中国南方电网电力监控系统安全防护技术规范加快配电网（含农村电网）建设改造行动计划实施方案（2015-2020年）（南方电网计201591号）电力监控系统安全防护规定
4、（国家发改委201414号令）国家发展改革委关于加快配电网建设改造的指导意见（发改能源20151899号）国家能源局关于印发配电网建设改造行动计划（2015-2020年）的通知（国能电力2015290号）3 总体原则a) 配电自动化应遵循“简洁、实用、经济”的建设思路，采用“差异化”技术实现方案，满足提高供电可靠性、改善供电质量、提升配网管理水平的业务需求。b) 应综合考虑“四级六类”区域类别、一次网架结构、用户负荷分布与密度、用户数量与重要性、社会经济发展需求等情况，合理确定配电自动化建设模式、设备及功能配置等。c) 配电自动化主站软件平台应一次建成，硬件设备和应用功能分阶段建设配置，区、县
5、供电局通过远程工作站实现对本区域配电网监控。d) 配电自动化终端按照中心城市（区）、城镇、乡村进行差异化配置。中心城市（区）以遥控终端为主，实现网络自愈重构；城镇地区以具备就地控制功能的终端为主，实现配网故障就地处理；乡村地区以柱上自动化开关为主，辅以故障指示器建设。e) 供电负荷增长快速的开发区等区域可适当提高配电自动化配置标准。广州中新知识城、深圳前海深港合作区、珠海横琴自贸区、佛山金融高新区、贵安新区等供电可靠性要求非常高的区域，可适度推广智能分布式配电自动化。f) 配电自动化和配电通信网建设应在配电网一次规划设计中统筹考虑，并与配电网一次网架的建设、改造同步进行。配电通信网建设应适度超
6、前，满足配电自动化规划建设未来五年内对通信数据容量、通信时延、通信带宽、通信可靠性的需求。g) 配电自动化系统应严格遵循电力监控系统安全防护规定（发改委201414号令）、关于印发电力监控系统安全防护总体方案等安全防护方案和评估规范的通知（国能安全201536号）和中国南方电网电力监控系统安全防护技术规范（Q/CSG1204009-2015）的安全防护要求。主站端配置安全防护设备，配电自动化终端接入主站须采取加密措施。4 技术方案4.1 建设模式根据南方电网公司配电自动化规划导则，结合城市定位及供电可靠性要求分区域、分阶段推广，优先在供电可靠性要求较高、网架结构相对完善和稳定的区域开展建设。各
7、供电分区配电自动化建设模式的适用范围，如表4-1所示。表4-1 各供电分区配电自动化建设模式的适用范围供电分区特级城市一级城市二级城市三级城市备注A+1. 电缆线路应优先采用集中控制型。2. 架空线路应优先采用集中控制型。在规划期内不具备可靠、安全的通信条件时，可采用就地控制型。3. 配置断路器的线路可采用电流级差保护方式。4. 可辅以故障定位技术。1. 电缆线路宜优先采用集中控制型。2. 架空线路宜优先采用集中控制型。在规划期内不具备可靠、安全的通信条件时，可采用就地控制型。3. 配置断路器的线路可采用电流级差保护方式。-1. 对于特级城市和一级城市符合典型接线的线路，在具备可靠、安全的通信
8、条件时，可采用智能分布式。2.对于二级城市，在已经具备配电主站，开关设备已经具备遥控功能，且通信通道满足遥控要求时，可采用集中控制型。A1. 电缆线路宜采用运行监测型为主。2. 架空线路宜采用就地控制型。-B1. 电缆线路应优先采用集中控制型，在规划期内不具备可靠、安全的通信条件时，采用就地控制型。2. 架空线路应优先采用就地控制型。3.可辅以故障定位技术。1.优先采用就地控制型。2. 配置断路器的线路可采用电流级差保护方式。3.可辅以故障定位技术。可混合采用运行监测型和就地控制型。可混合采用运行监测型和就地控制型。C可采用以故障自动定位为主的运行监视型。可采用以故障自动定位为主的运行监视型。
9、可结合新建或改造项目在线路较长、故障易发、维护工作量大的部分架空线路采用就地控制型。D1.优先采用集中控制型，在规划期内不具备可靠、安全的通信条件时，采用就地控制型。2.可辅以故障定位技术。可采用以故障自动定位为主的运行监视型。E4.2 配电自动化主站配置方案4.2.1 配置原则a) 应根据配电网整体规模、负荷密度、配电自动化建设模式确定主站系统规模，系统容量应满足投运8年内配电终端、计量自动化系统及变电站出口监控数据的接入要求，并充分考虑容量、结构和功能的可扩性。 b) 应采用国产PC计算机、网络及安全防护等设备，关键节点的硬件设备采用冗余配置，前置机数量可根据终端规划建设数量配置多台。c)
10、 宜采用开源操作系统，软件支撑平台应一次性建设完成。在初期仅应建设配电SCADA、馈线故障处理、WEB浏览等基础应用功能，满足相应条件后方可进行其他应用功能建设。d) 在满足建设进度的情况下，配电自动化主站功能软件宜纳入一体化电网运行智能系统进行建设，相应配网应用功能模块应满足本配置方案要求。在一体化电网运行智能系统中已建有配网应用功能模块的单位不再建设独立的配电自动化主站。4.2.2 典型配置要求4.2.2.1 硬件配置要求a) 系统硬件平台的选择充分考虑目前和今后硬件计算机水平的发展，以及配电网发展对系统监控的需求。系统结构和功能上均应实现分布式部署、冗余配置，单点故障不会引起系统功能丧失
11、和数据丢失，并达到在关键服务器硬件检修情况下的N-1冗余配置要求。b) 配电自动化主站系统的硬件设备主要包括服务器、工作站、网络设备、存储设备等。根据不同的功能要求，可配置配网数据采集服务器、配网运行监控(SCADA)服务器、数据库服务器、在线分析服务器、数据集成服务器(OSB总线)和WEB应用服务器等；工作站可根据运行需要配置，如调度员工作站、维护工作站、报表工作站、远程工作站等。c) 计算机网络结构采用分布式开放局域网交换技术，双重化冗余配置，由主干局域网交换机及延伸交换机的二层结构组成。各类应用服务器分别接入I区和III区主干网交换机，I区内的远程工作站采取延伸交换机接入主干网。d) 硬
12、件设备根据各地区的配电网规模合理配置，服务器和工作站的功能可任意合并和组合。4.2.2.2 软件配置要求a) 采用开源操作系统平台，关键应用功能的主服务器，以及网络边界处的通信网关、WEB应用服务器等，应该使用安全加固的操作系统。b) 采用中间件技术，实现平台和应用跨不同硬件平台、操作系统的功能。c) 关系数据库软件支持集群方式运行，宜具备分区功能。d) 对支持硬件虚拟化的服务器，宜配置主流通用的虚拟化套件。e) 系统应配置运行服务总线用于集成主站系统各应用功能模块。f) 系统通过基础资源平台实现统一的公共服务和系统管理功能，为应用软件提供即插即用的软件平台。g) 系统应根据需要配置各类应用软
13、件，所有应用软件应在统一的基础资源平台上实现，具有统一风格的人机界面和数据库界面，并使用遵循CIM标准的公共电力系统模型及数据库。h) 配电自动化主站应根据建设规模及业务需求开展建设，应优先开展基础功能建设，并可在此基础上根据各地区业务需求逐步对可选功能进行扩充。4.2.2.3 信息交互要求配电自动化主站应遵循IEC61970/IEC61968标准，通过基于SOA架构的OS2通用服务总线（OSB），采用Web Service或JMS等OSB标准接口方式实现与企业服务总线（ESB）之间的互联，在地市局层面与主网调度自动化运行信息交换，省地层面实现电网GIS系统、南方电网“6+1”系统等信息交互。
14、交互及共享的信息主要包括：a) 主网调度运行数据：主网图模信息、电网运行实时数据、主网操作信息等。b) 配电网调度运行信息：配电网实时数据、线路常断点、配电网重载线路信息、配电网重载配变信息、馈线转供信息、配电网事故（事件）负荷损失量等。c) 南方电网企业级管理信息系统（CSGII）：配变负荷数据、用户实时数据、用户电量数据等计量自动化数据；负控终端等负控系统信息；用户信息等营销管理数据、低压脱扣设备信息、停电检修管理信息、运行方式管理信息等生产管理数据。d) 电网GIS系统：配电网模型和图形、设备地理信息、用户供电路径信息等地理数据，并可根据需要生成配网正交图。4.2.3 典型建设方案4.2
15、.3.1 初期建设方案新建配电自动化主站应首先建设基础资源平台(BRP)。在统一模型、数据接口标准和应用服务规范的基础上，实现数据采集与交换类及数据建模类功能，部署前置运行环境。配电运行监视、在线拓扑分析、馈线故障处理、配电网控制调节及防误、运行状态标识操作、配网调度运行日志、用电运行监视、停电损失负荷统计、用户用电信息管理、WEB信息发布等基础应用功能应在建设初期整体建设，支撑相关业务功能的各类应用软件在统一的基础资源平台上实现。配电自动化主站的软件配置除满足配电网运行监视和控制等基本功能外，在相应区域具备完备的“三遥”配电自动化终端前提下，可配置馈线自动控制功能。4.2.3.2 中期建设方案在中期建设阶段中，在信息量完整性和准确性满足要求的前提下，随着系统数据的累积，逐步新增模块化的配电网在线分析功能。在供电局下辖的某些区局配电自动化线路覆盖率达到95%以上，可在监视中心部署配电网在线状态估计模块，实现对配电网不良量测数据辨识的功能；在具备完善的配电网拓扑分析功能的基础上，部署配电网在线潮流计算功能，若对于自动化尚未完全覆盖的区域，需先行部署状态估计功能模块补全数据，再进行建设配电网潮流计算功能进行潮流估算。
