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配电系统自动化规划设计导则(试行)(报审稿)1 总则1.1 配电系统自动化是利用现代电子技术、通信技术、计算机及网络技术，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，实现配电系统正常运行及事故情况下的监测、保护、控制、用电和配电管理的现代化。1.2 实施配电系统自动化的目的是提高供电可靠性、提高供电质量、提高服务质量、提高企业的经济效益和提高企业的管理水平，使供电企业和用户双方受益。1.2.1 实施配电系统自动化，在技术上的改进主要有： (1)减少故障停电次数和停电时间、缩小停电范围，直至避免停电； (2)监测、改善瞬态及稳态电压质量； (3)减少和缩短设备检修停电时间； (4)优化网络结构和无功配置，降低电能损耗； (5)提高供电设备利用率，增强供电能力； (6)有效地调整负荷，有利于削峰填谷； (7)更好地管理配电设备； (8)提高为用户服务的响应速度和服务质量； (9)改进在故障时对用户的应答能力； (10)共享系统信息资源。1.2.2 通过技术上的改进，使用户和供电企业双方受益，主要有： (1)提高供电可靠性，使城市供电可靠率达到99.9，大城市市中心区尽快达到99.99； (2)提高供电质量，使电压合格率98； (3)提高供电的经济性，包括降低经常性的运行维修成本和推迟基本建设投资两个方面； (4)提高为用户服务水平和用户的满意程度，改善供电企业形象； (5)提高供电企业的管理水平和劳动生产率。1.3 配电系统自动化是城市电网规划设计的重要内容，是城市电网建设和改造的组成部分，是城市电网现代化的重要标志之一。实施配电系统自动化必须以城市电网的建设及改造为基础，并与之相结合。1.4 配电系统自动化是一项系统工程，实现配电系统自动化应：“统筹考虑，全面规划；分析现状，优化设计；因地制宜，分步实施；信息共享，增强效益；充分利用，适当改造；领导重视、专业协作”。1.5 本导则适用于城市配电网络，根据在实施配电系统自动化实践中积累的经验和发现的问题，将适时修改、补充和完善。2 配电系统自动化的主要内容和主要功能 配电系统自动化应包括：调度自动化系统；变电所、配电所自动化；馈线自动化(FA)；自动制图/设备管理/地理信息系统(AM/FM/GIS)；用电管理自动化；配电系统运行管理自动化；配电网分析软件(DPAS)；与其他系统的接口等八个内容。2.1 配电调度自动化系统 (1)配电调度监控和数据采集系统(SCADA) 配电SCADA系统应包括数据采集(遥测、遥信)、报警、状态监视、遥控、遥调、事件顺序记录、统计计算、趋势曲线、事故追忆、历史数据存储和制表打印等常规内容。还应具有以下功能：支持无人值班变电站的接口，实现馈线保护的远方投切、定值远方切换、线路动态着色、地理接线图与信息集成等功能。 (2)配电网电压管理系统 根据配电网电压、功率因数或无功电流等参数，自动控制无功补偿电容器投切和变压器有载分接开关分接头的档位，实现电压、无功自动闭环控制。 (3)配电网故障诊断和断电管理系统 根据远传信息、投诉电话和故障报告的分析，实现故障诊断、故障定位、故障隔离、负荷转移、恢复供电和现场故障检修安排、检修操作票管理、事故报告存档，事故处理信息交换等。 (4)操作票专家系统(ES) 地调调度自动化系统按有关规定执行。2.2 变电所、开闭所(配电所)自动化 (1)变电所自动化是指与配电系统自动化相关联的变电所自动化系统，对整个变电所实施数据采集、监视和控制，与控制中心、调度自动化系统(SCADA)通信，必要时也可与配电网各远方终端(FTU)和用户终端(RTU)相联，成为配电系统自动化的二级主站。 (2)开闭所(配电所)自动化是指与配电系统自动化相关联的开闭所(配电所)自动化，一般由安装在开闭所(配电所)内的RTU来完成，对整个开闭所(配电所)实施数据采集、监视和控制，与控制中心或配电调度自动化系统(SCADA)通信，必要时也可与配电网各远方终端(FTU)和用户终端(RTU)相联，实现数据转发功能。2.3 馈线自动化(FA) (1)馈线故障自动隔离和恢复供电系统 当馈线发生相间短路故障或单相接地故障时，自动判断馈线故障区段，自动将故障区段隔离，并恢复对非故障区段用户的供电。 馈线自动化可分为两类： 1)采用具有就地控制功能的线路自动重合器和/或分段器，实现配电线路故障的自动隔离和恢复供电的功能，无远方通信通道及数据采集功能； 2)采用远方通信通道，具有数据采集和远方控制功能的馈线自动化。该系统除一次设备外，还包括配电远方终端(FTU)，通信通道，电流、电压传感器，电源设备等，实现配电线路故障的自动隔离和恢复供电的功能。 上述两种类型，可根据负荷重要性、负荷密度、网络结构和通信通道，以及当地的经济条件来选择。 (2)馈线数据检测和电压、无功控制系统 正常运行状态下，可实现运行电量参数(包括对馈线、杆变或台变、箱变等设备的电流、电压、有功、无功、功率因数及电能量等参数)的远方测量，设备状态的远方监视，开关设备的远方控制和有关定值的远方切换。根据监测点的电压和无功大小，控制电容器的运行状态，达到无功就地平衡，减小线路损耗。2.4 自动制图/设备管理/地理信息系统(AM/FM/GIS，也有统称图资系统) 自动制图/设备管理/地理信息系统(AM/FM/GIS)应用目的是形成以地理背景为依托的分布概念和基础信息(电网资料)分层管理的基础数据库，既能方便的查询和管理，又能为电网运行管理提供一个有效的、能操作的具有地理信息的网络模型。对配网设备的资产、设计、施工、检修等进行有效的管理，为配电管理系统提供基础数据库平台，支持该系统应用软件的开发和其他子系统功能的实现。 1)向配电工作管理系统提供地理背景(变电所、线路、变压器、开关，直至电杆、接户线、路灯、用户的地理位置)。利用配电设备管理和用电营业管理系统所提供的信息及数据，与小区负荷预报的数据相结合，共同构成配电网设备运行、检修、设计和施工管理的基础，并与配电规划设计软件相连接。 2)向用电营业管理系统提供多种形式的信息，对大、中、小用户进行申请报装接电、电费/电价、负荷管理等业务营运工作。查询有关用户地理位置，自动生成几种供电方案，有效地减少现场查勘工作量，加快新用户用电报装的速度，直至实现电话报装。 3)为配电系统自动化提供静态背景画面；接受配电网络的实时信息，提供动态图层，进行数据的动态更新和维护，确保数据的实时性。提供实时可操作画面，推出报警画面，显示故障、检修及异常的停电区域，并作事件记录。 4)作为处理故障投诉电话的基础，并能利用用户的故障投诉电话弥补DA信息采集的不足。根据投诉地点的多少和位置对故障定位并确定隔离程序，分析出故障停电的范围，并排出可能的故障点顺序。以便指挥现场人员迅速准确地找到并隔离故障点，缩短停电时间，尽快恢复非故障区的供电。 为了保证该系统数据和图形信息的准确性、及时性、一致性和唯一性，有足够的可信度，能达到实用要求，满足调度部门和生产指挥系统使用，该系统必须能根据地理接线图自动转换成调度用的单线接线图(电系图)和各电压等级的系统框架图。在使用过程中地理接线图和调度用的单线接线图(电系图)能相互转换，并能在任意一种图上挂牌，而在其他类型的图上亦可显示出来。 AM/FM/GIS把地理空间信息与含实物彩照及设备属性信息有机结合，为配电系统提供各种在线图形(包括地理图形)与数据信息，成为配电系统数据模型的重要组成部分。它在配电系统中的应用分为以下两个方面。2.4.1 在线方面的应用 1)SCADA系统 将AM/FM/GIS提供的准确的、最新的设备信息和空间信息与SCADA提供的实时运行状态信息有机地结合，为改进电力分配、调度工作质量以及日常维护与抢修等工作服务。2)故障保修管理系统 按照AM/FM/GIS提供的最新地图信息、设备运行状态信息，根据用户的投诉电话，快速准确地判断故障地点及抢修队所在位置，及时派出抢修人员，使停电时间缩短。2.4.2 离线方面的应用 1)设备管理系统 以地理图为背景分层显示变电站分布图、电网接线图、配电线路图、变压器、断路器、隔离开关，直至电杆、路灯、用户的地理位置以及有关设备的属性信息。 2)用电管理系统 使用AM/FM/GIS，按街道门牌编号为序，对大、中、小用户进行业扩报装、查表收费，负荷管理等业务运营工作。 3)规划设计系统 单位地理图上提供的设备管理和用电管理信息和数据，与小区负荷预报相结合，构成配电网规划、设计和计算的基础。由于信息及时更新，可保证提供数据的正确性。2.5 配电工作管理系统(DWM) 配电工作管理系统建筑在AM/FM/GIS数据库平台上，借助GIS技术，进行日常的配电网运行管理、工程设计、施工计划、档案和统计等项工作管理，并延伸出其他的辅助应用。 1)网络分析。提出最佳停电方案和工作时间。在配电设备检修状态下，优化供电接线方式，缩小停电范围，并显示对用户的影响范围，自动检索检修区域内是否有特殊用户，以便及时处理。 2)运行工作管理。 3)设备检修管理。 4)工程设计。根据配网规划和用户申请及其他相关因素，进行配电工程设计，以及设备装置改造方案的设计，接受并完成用户申请报装接电的设计任务，实现工作任务单的传递。 5)施工管理。根据设计和工作任务单，制订施工计划并实行施工管理。开列施工图，自动生成停电范围，对受影响用户进行预告，并进行施工流程管理。施工结束后，对相关设备的档案进行更新，并对完成情况进行统计。 6)配电规划设计系统(NPL) 将计算机辅助设计工具(AUTO CAD)与AM/FM/GIS接口，借助提供的地理图、设备管理和用电管理准确的信息和数据，利用AUTO CAD 的丰富软件来完成如合理分割变电所配电负荷、馈电线负荷调整，增设配电变电所、开闭站、联络线和馈电线，直至配电网络改造和发展规划等各种设计任务，以及线损计算。2.6 用电管理自动化 (1)客户信息系统： 储存用电客户的有关信息(如户号、户名、地址、邮政编码、电话号码、受电线路名称、设备装接容量、最大负荷、用电类别、用电性质、电价编码和表计信息等)，供其他有关系统使用。要求系统能自动识别用户来电的电话号码，争取从电话号码自动识别用户的地址。 (2)负荷管理系统： 1)负荷曲线调整，如削峰、填谷、错峰。 2)分类电价管理，如分时分季电价、可停电电价、论质电价。 3)负荷监控，包括监视用电负荷，直接和间接优化组合控制。 4)需方发电，如热电联产、余热发电机组。 包括将可控负荷进行编组，并制订一个或多个负荷管理方案。将多种负荷控制合理结合起来，实现最佳负荷控制。 (3)计量计费系统： 1)自动抄表； 2)帐单自动生成； 3)和银行系统联网。 (4)用电营业管理系统： 包括客户用电申请、业扩报装、咨询服务、电能计量管理、收费管理、用电检查、业扩工程管理、故障保修、电表轮换和故障表处理等。 (5)用户故障报修系统(TCM)： 受理用户的各种故障投诉，同时可弥补配电数据采集系统实时数据采集覆盖面的不足，作为故障判断的辅助手段。 对要求回电话的用户列表显示恢复供电时间、停运用户数、馈线编号、用户打电话的时间。系统在相应的故障处理阶段，应为投诉电话处理人员提供相应信息：用户名，用户受电信息，收到投诉电话的时间，停电原因，停电状态，停电区域，停电持续时间，恢复供电所需要的时间，收到投诉电话最频繁的时段，投诉电话数等，并能区别用户违约停电。2.7 配电网能耗管理系统2.8 配电网分析软件(DPAS) (1)网络结线分析(又称网络拓扑)： 网络分析用于确定配电网设备联接和带电状态，还用来检查辐射网络有否合环，若有则提出报警。网络结线分析主要有两个步骤：母线分析和电气量分析。 (2)配电网潮流分析(包括三相潮流)： 潮流是配电网各种分析的基础。用于电网调度、运行分析、操作模拟和规划设计等。包括计算系统或局部的电压、电流、线损、多相平衡，不平衡潮流，仿真变压器有载调压和电容器操作的结果。 (3)短路电流计算： 短路电流计算主要是在配电网出现短路故障情况下，确定各支路的电流和各母线上的电压，故障包括单相、两相、三相及接地等类型。在正常运行方式下检查保护特性和检查现行系统开关的遮断能力。在结线方式变化时，应能自动计算、校核和告警。 (4)负荷模型的建立和校核： 负荷模型的建立和校核，使网络负荷点的负荷(有功和无功)与在变电站馈线端口记录的实测负荷相匹配。对变电站馈线出口总电流采用实测数，对馈线各分段区间的负荷电流采用估计和按一定比例分配的办法。 (5)配网状态估计： 状态估计是从不完整的SCADA数据和母线负荷预测数据，来获得完整的实时网络状态。它是网络分析类推之源。状态估计分两大部分：一是主配网的估计，有实时量测量，属一般状态估计模型；二是沿馈线的潮流分量，无实时量测量，即在已知馈线始端功率和电压(估计值)的条件下，利用母线负荷预测模型，将其分配到各负荷点用于测量计算。 (6)配网负荷预测 由于配电网实际测量量太少，所以负荷预报对配电网安全经济运行有特殊意义。配网负荷预报分两类：地区负荷预报(用于购电计划及供电计划)和母线负荷预报(用于状态估计或潮流计算)。 (7)安全分析： 中压配电网用N-1安全准则进行分析。 (8)网络结构优化和重构： 按照网络线损率最小、配变之间负荷尽可能均匀分配、合格的电压质量、最少的停电次数、对重要用户尽可能平衡供电等目标函数，对网络结构进行优化和重构。 (9)配电网电压调整和无功优化： 无功电压优化。首先按变电所进行优化，在具备条件时，按网络结构进行优化。2.9 与其他系统的接口3 配电系统自动化规划设计的要求、内容、步骤和主要技术原则 配电系统自动化工作涉及的面广、量大、投资高，因此必须根据各个地区的不同特点，社会用电需求，配网结构、设备状况和可靠性要求等方面综合考虑，制订规划，开展试点工作。在总结经验的基础上，逐步推广，分步实施。3.1 规划设计的要求 (1)统一规划、分步实施，以避免因系统发展和技术进步而造成重复建设或推倒重来。 (2)配电系统自动化的规划应与配网改造和发展规划同步，并相互协调配合，实现整体投资的综合优化。 (3)规划的系统和设备必须满足各种接口标准化和开放性要求。 (4)尽量发挥现有系统和设施的作用，最大限度地利用原有资源，非标准系统可通过必要转换接入标准系统，尽量延长可用期限。 (5)应尽量选用模块化设计产品，便于功能扩展和现场升级，满足系统发展要求，避免以后重复投资。 (6)配电系统自动化的信息分为实时、管理和网际三个层次，信息管理应具有不同层次的安全保护措施，以保证配电系统自动化的正常工作，尤其应确保实时系统的安全。 (7)配电系统自动化所需的基础设备和装置，应贯彻先进、可靠、实用、经济的方针，不应盲目攀比。 (8)在确保功能和质量的前提下，应优先采用国产设备。 (9)配电系统自动化应综合考虑经济效益和社会效益，从提高供电安全性和可靠性，提高工作效率和管理水平，减少运行维护费用和各种损耗，推迟电源建设投资，改善社会公众形象等各方面进行分析。可能条件下，尽量进行定量分析，计算投资效益。3.2 规划设计的主要内容 (1)规划设计的依据和网络现状分析； (2)根据需要解决的问题及实现的功能、指标和所遵循的各种标准，进行全面规划，制订技术方案； (3)与配网改造和发展规划的配合； (4)总体投资估算和实施期限； (5)实施步骤和年度计划； (6)效益预测。3.3 编制规划设计的参考步骤 (1)规划设计依据资料的准备： 1)配网改造和发展规划； 1)现有自动化系统和设备； 2)现有通信系统及其规划，和其他公用通信系统的配合； 4)用户特点和要求； 5)资金来源的年度投入水平。 (2)规划设计： 1)目标； 2)功能配置和指标； 3)遵循的有关标准； 4)对一次系统的要求； 5)配电自动化工程的系统方案； 6)通信系统方案； 7)主要设备清单、估算书和效益分析。 (3)分步实施及年度计划： 1)分步实施项目； 2)今后发展升级的措施； 3)年度计划表； 4)首期详细设备清单； 5)估算书。3.4 主要技术原则3.4.1 自动化系统 (1)系统标准性： 为了使配电系统自动化的各应用程序能在不同的平台上运行，应按照多系统集成的开放性原则，遵循下列接口标准： 1)操作系统 POSIX1003.1操作系统接口，POSIX1003.4实时性扩充。 目前流行的两个操作系统NT和UNIX均符合此标准。 2)数据库 数据库应使用结构查询语言SQL，应具有ODBC接口。 3)人机界面 遵循针对用户人机界面通信的X-Windows和图形用户界面外观及其定义的0SF/Motif标准。PC机可以采用事实上的工业标准MS-Windows标准。 4)通信规约 在网络通信上遵循ISO的7层开放系统互联网络OSI协议模型、LAN协议和TCP/IP协议。现场终端装置(FTU)和智能电子装置(IED)的通信协议应遵循有关国家标准、国际标准或通用标准。 (2)系统开放性： 应遵循标准性规定的操作系统、人机界面和通信接口标准，并能用标准的结构查询语言访问不同的数据库，以保证在相同或不同的支撑平台上，可运行不同的应用程序，同时应具备用户应用软件的开发环境。 (3)系统集成性： 在遵循各种接口标准的基础上，应能利用系统的开放性，按照用户的要求集成不同厂家的应用软件。 (4)系统可扩充性： 软件系统及其相关的硬件设备，应能根据用户需求，按照不同的阶段计划和要求，灵活配置，逐步投入，逐步扩展，逐步升级，充分保证前期投资的可利用性。 (5)系统安全性： 系统必须采取措施确保数据存取的安全性，防止各种病毒的感染。 大部分在线维护处理。包括图形编辑、应用数据库的制作和实时数据库记录的增加、删除和修改等，必须在不中断和不干扰系统的正常工作的情况下，以在线的方式进行。 系统必须具有权限管理功能。 各系统之间必须有隔离措施，防止相互干扰。 (6)系统可维护性： 系统的硬件、软件、数据应便于维护，各部件都应具有自检和联机诊断校验的能力。软件应有备份，便于安装启动。数据库存取应具有应用程序接口。应保证数据的唯一性和一致性。3.4.2 馈线自动化的控制方式 根据馈线自动化的两种基本类型，其控制方式有以下4种： (1)就地控制，没有数据采集功能。 变电所馈线断路器与具有就地控制功能的自动重合器和/或分段器配合，在线路发生故障时，按规定的程序完成对故障线路的隔离，恢复对非故障区段的供电。对故障区段以后部分，可考虑人工恢复供电。限于通道条件，设备状态信息不能上送。 (2)就地控制，有数据采集功能。 同第一种，但设备状态信息和有关数据可利用通道上送控制中心。 (3)控制中心远方集中控制。 当故障发生后，现场的测控装置将现场的设备状态及故障信息送入控制中心，由控制中心进行故障定位，确定故障区段，自动或人工干预发出有关操作命令，隔离故障区段，恢复对非故障区段的供电。 (4)二级主站远方分布控制。 可在变电所设置二级主站，由二级主站代替控制中心，实现对馈线的正常监测和故障时的定位、隔离和恢复供电。二级主站与上级控制中心通信，转发现场开关状态及数据信息，并接收控制中心的命令。3.4.3 馈线自动化方案 实现馈线自动化方案，在网架结构上要实现以下要求：与变电站开关保护能可靠地互相配合；回路负荷可以转移；结线回路应合理分段；优先选择负荷开关的组合方案，也可采用断路器元件的方案；变电站有关出线开关的性能和可靠性应能满足实施要求。根据不同的配电网络结构，具体方案如下： (1)对一般放射性网络： 采用手动操作的负荷开关，对长线路进行分段，并采用短路故障指示器，便于人工及时寻找故障点，手动隔离故障和恢复对非故障区段用户的供电。 (2)对供电可靠性要求较高的放射性网络： 采用重合器、分段器及短路故障指示器，以能够完成对故障的自动隔离，及时恢复对非故障区段用户的供电。对故障区段以后部分，可考虑人工方法恢复供电。其控制方式可采用3.4.2控制方式之(1)或(2)。 (3)对供电可靠性要求高，允许开环运行的网络： 采用负荷开关及短路故障指示器等具有故障判断能力的设备，以能够完成对故障的自动隔离、以及网络的自动重构，及时恢复对非故障区段的供电。其控制方式可采用3.4.2控制方式之(3)或(4)。 (4)对供电可靠性要求很高，必须闭环运行的环形电缆网络： 可配置断路器的环网开关柜和线路纵差保护等方案，再配以通信和数据采集设备，实现配网数据的自动采集和监控。其控制方式可采用3.4.2控制方式之(3)或(4)。 根据负荷性质的重要性、设备具体状况和资金能力等，可一步到位实施，也可分步实施，需要升级的应充分考虑今后功能扩充的可能性，避免大量更换设备，重复投资。4 配电系统自动化的实施和功能配置4.1 配电系统自动化的实施 实施配电系统自动化时，一般可按下列程序进行： (1)分析现有配电网络结构及自动化配置状况； (2)制订配电系统自动化的目标、试点区域及其分步实施方案； (3)分步实施的功能设计，包括选定自动化设备、通信方式、对配电系统设备的要求和改造方案等； (4)进行配电系统自动化的系统设计； (5)实施试点工程； (6)总结试点经验，在此基础上，有步骤地推广自动化方案； (7)健全规章制度，调整理顺管理工作。4.2 配电系统自动化功能配置 根据各地的经济发展水平、负荷重要性和负荷密度和对供电可靠性的要求，配电系统自动化功能配置可分为三类。各城市要实事求是地正确定位，根据当地的配电系统和用电情况的实际，选定配电系统自动化的功能配置和装置配备，构成符合实际的切实可行的有效益的配电系统自动化规划。 根据配电系统自动化的全面规划中的分步方案，首先确定每阶段的自动化功能的配置方案，原则上可分为必备功能和选用功能两部分，要做到确保必备功能的实现，并力求增加若干有实用价值的选用功能。本导则提出的三种类型的必备和选用的自动化功能配置方案，见表1，各地应根据各自实际情况制订具体方案，不宜简单套用。表 1 配电系统自动化功能配置表分 类类 别必 备 功 能选 用 功 能类 电网的运行和监控 1.开关状态监视 2.切换操作监视 3.报警监视(负荷及电压越限等) 4.遥测 5.开关遥控操作 6.遥调(参数远方改定值) 7.停电管理(投诉电话处理，掉电报告收取，故障诊断、定位、自动隔离，恢复送电) 21.事故追忆 22.事件顺序记录 23.负荷预测 24.潮流计算 25.安全分析 26.状态估计 27.电压及无功优化 28.网络结构优化和重构 29.网络拓扑分析 30.短路电流分析计算 31.配电网规划设计电网的调度管理 8.检修管理(计划编制) 9.操作票生成 10.受影响用户的分析及通知 11.线损和电压合格率统计分析 12.自动制图/设备管理/地理信息系统 变电所自动化 13.(功能略) 馈线自动化 14.正常运行监控(保护、分段自动化、有载分接开关操作、电容器自动投切) 15.故障监测、定位、自动隔离及恢复供电 用电管理 16.自动抄表(包括电能量、负荷曲线、电压曲线等) 17.负荷管理(包括紧急及正常状态下的负荷控制) 18.用户故障电话应答 19.用户信息查询 其他 20.与其他系统接口 类 类功能的： 1，2，3，4，5，6，7，11，13，14，15，16，17，19，20 类功能的： 8，9，10，18，21，23，24，25，26，28，29 类 类功能的： 1，2，3，4，5，6，11，15，19，20 类功能的： 7，8，9，13，14，16，175 配电系统自动化的通信方案5.1 配电网通信的层次 配电网自动化的通信层次与配电系统自动化的整个系统结构和功能密切相关，可分为用户、变电所或二级主站、控制中心三层。通信方式应根据使用场合，通信速率、实时性、可靠性和数据量等要求，经过经济技术比较后，合理选择。5.1.1 用户 在抄表、设备监测(如配变监测及用电设备监测)等场合，主要目的是监视和测量，实时性要求不高。与它联接的上一级一般是其自己的监测主站，也可能是现场终端装置。它们之间的通信可以选用音频、双绞线、电话线、无线电、配电线载波等媒体。5.1.2 变电所或二级主站 变电所和二级主站与控制中心之间的通信可采用光纤、无线扩频、数字微波、载波或有线通信。5.1.3 控制中心 现场的测控装置既需要与上一级通信，也可能相互之间通信。上级主站可以是控制中心，也可以是设在变电所等地点的二级主站。 (1)在新建的电缆网络中，其通信媒介应优先考虑使用光纤系统，一般使用光纤单环网系统。对可靠性要求较高的场合，可使用星形结构或具有自愈能力的光纤双环网系统。 (2)在改造的电缆网络及某些线路不复杂的架空网络中，可使用光纤通信系统，根据实际情况也可使用音频、双绞线等有线通信方式。 (3)在架空网络中，对于中小城市，无线频点允许的情况下，可使用无线通信系统。对于无法申请到无线频点或无线通信效果不能满足可靠性要求时，可使用光纤或其他有线方式。在通信阻挡不严重的场合也可以使用扩频无线通信。 (4)配电线载波。多用于自动抄表和负荷管理等场合，采取一定措施后，也可用于馈线自动化。5.2 各种通信装置的基本要求 (1)具有RS-232或RS-485串行接口； (2)通信速率： 多模光纤： 1100kbps； 单模光纤： 1kbps2Mbps； 无线电台： 1200bps； 其他： 300bps。 (3)电源：具有可靠的交、直流工作电源； (4)环境：适应户外运行的温度和湿度环境。 6 配电系统自动化对一次设备的要求 为满足故障隔离、负荷转移和恢复对非故障用户的供电、提高供电可靠性的需要，配电网络除应有可靠的电源外，还应根据具体应用条件，正确选用一次设备及其附属设备，以保证和配电系统自动化网络可靠性相匹配。 应采用可靠性高、免检修、少维护、可电动操作的无油化开关设备，包括断路器、重合器、负荷开关、分段器、重合分段器、环网开关等设备。它们的技术指标和技术性能应满足相应的标准要求，同时还应具有以下特性： (1)用于就地控制的开关设备，在失去交流电源的情况下，除能就地进行手动合闸和手动分闸外，至少还能进行自动合闸和自动分闸各一次。 (2)应至少内附一组电流互感器或电流传感器，用于故障电流及负荷电流的检测。 (3)可内置或外接电压互感器，或其他低压电源作为操作电源。 (4)用于电压信息检测时，应内置电压互感器或电压传感器，或高压电源变压器，或外接电压互感器。 (5)应至少提供一组反映开关状态的辅助触点(动合/动断)。 (6)失去交流电源后，仍需进行控制和数据通信的开关设备(包括断路器、重合器、负荷开关、分段器、重合分段器等设备)，应配备足够容量的蓄电池组和相应的充电设备。附 录 A基 本 技 术 指 标A1 系统基本技术指标 (1)测量值： 1)测量综合误差 1.5%； 2)遥测合格率 98%。 (2)开关量： 1)遥信正确率 99%； 2)事件顺序记录分辨率 20ms。 (3)信道： 1)传输速率 300、600、1200、2400、4800、9600Bd等； 2)信道 半双工、双工。 3)通信规约： 应遵循有关国家标准、国际标准或通用标准。 4)误码率 10-5(S/N17db时) (4)系统响应： 1)开关量变位传送到主站 5s； 2)遥测越死区传送 5s； 3)控制命令 5s； 4)画面响应时间 5s10s； 5)双机切换时间(EEP) 30s； 6)事故优先。 (5)系统可靠性： 1)可用率 99.8%； 2)平均无故障运行时间(MTBF) 主机和RTU 8760h； FTU 20000h； (6)不间断电源UPS： 交流失电后维持主站控制中心供电 4h。A2 配变监测终端功能及技术指标 (1)电能计量功能： 1)双向有功电能量； 2)双向无功电能量。 (2)功率计量功能： 1)有功功率； 2)无功功率； 3)最大需量及出现的时间； 4)记录代表日的整点有功功率。 (3)控制功能： 1)远程校时功能； 2)读数冻结功能； 3)实时数据发送功能。 (4)预置功能： 1)当地预置电能表底读数； 2)远程预置电能表底读数； 3)远程参数下载。 (5)测量三相电压、三相电流和零相电流。 (6)统计电压合格率。 (7)装置自诊断和程序自恢复功能。 (8)装置电源失电后数据保存功能。 (9)配变监测终端技术指标： 1)电流、电压遥测精度 0.5%； 2)电能量遥测精度 1.0%； 3)功率遥测精度 1.0%； 4)环境条件：符合当地气象条件和设备工作环境的要求。A3 开关控制器(包括FTU)功能及技术指标 (1)开关控制器(包括FTU)的功能： 1)采集并发送状态量，遥信变位主动上报； 2)交流采样并发送遥测量； 3)过电流识别(相间短路、单相接地短路、过流、浪涌)； 4)故障区段的自动隔离和恢复； 5)接受并执行遥控命令； 6)被测量越死区传送； 7)越限告警和装置故障告警； 8)程序自恢复和装置自诊断； 9)与主站通信功能； 10)远程参数下载功能； 11)自带UPS电源或蓄电池； 12)交流电源失电后，能对开关进行分、合操作。 (2)开关控制器(包括FTU)的技术指标： 1)电源。 额定输入电压：12/24V DC或50Hz AC 100/220V 10%。 2)模拟量输入： 交流输入(电压、电流信息量可任意配置)； 额定交流电压输入：和电压互感器或传感器配合； 额定交流电压过载能力：150%连续； 额定交流电流输入：和电流互感器或传感器配合； 额定交流电流过载能力：长期连续2倍额定电流； 40倍额定电流大于1s； 采样速度：每周波16点； 测量精度：I，U1.0% P，Q2.0%。 3)开关量输入： 4N+4路光隔离(1500V DC)的开关量、空接点或脉冲量(12V，20mA，10s)。 4)开关量输出： 2N+2路继电器接点输出，接点容量：5A，30V DC/250V AC。 5)通信配置： RS485 口1个，RS232 口2个。 6)事件记录分辨率 10ms。 7)环境条件：符合当地气象条件和设备工作环境的要求。 8)抗干扰性能：符合国标GB6162。 9)绝缘耐压：满足部标DL478。A4 开闭所及配电所RTU的功能及技术指标 (1)开闭所及配电所RTU的功能： 1)采集并发送状态量，遥信变位主动上报； 2)采集并发送数字量； 3)交流采样并发送遥测量； 4)采集并发送脉冲计数值； 5)过电流识别(相间短路、单相接地短路、过流、浪涌)； 6)故障区段的自动隔离和恢复； 7)接受并执行遥控命令； 8)被测量越死区传送； 9)越限告警和装置故障告警； 10)程序自恢复和装置自诊断； 11)与主站通信； 12)远程参数下载； 13)自带UPS电源或蓄电池； 14)交流电源失电后，能对开关进行分、合操作。 (2)开闭所及配电所RTU的技术指标： 1)电源： 额定输入电压：12V/24V