南方电网配电网自动化系统技术规范(报批稿)

'Q/CSG中国南方电网有限责任公司发布2010-XX-XX实施2010-XX-XX发布南方电网配电网自动化系统技术规范TechnicalspecificationfordistributionautomationsysteminChinaSouthernPowerGrid(征求意见稿)Q/CSGXXXXX-2010中国南方电网有限责任公司企业标准 Q/CSG/00000-2010目次前言I1.范围12.规范性引用文件13.名词术语24.总则35.系统结构与配置原则35.1配电主站构成及配置原则45.2配电子站构成及配置原则55.3配电终端构成及配置原则55.4安全防护66.配电主站66.1总体要求66.2功能66.3性能指标147.配电子站157.1通信子站功能要求157.2监控子站功能要求167.3性能指标168.配电终端178.1馈线终端（FTU）178.2站所终端（DTU）198.3配电变压器终端（TTU）218.4其他类型配电终端229.馈线自动化229.1功能229.2性能指标2210.配电网通信2210.3配电网自动化对通信的总体要求2210.4通信组网结构2310.5通信介质2310.6接口2410.7通信设备功能性能要求2410.8通信通道性能指标2511.配电网自动化对配电网一次系统的要求2511.1对配电网一次网架结构要求2511.2对配电网一次设备的要求2512.环境条件2612.1主站环境2612.2配电子站环境2612.3配电终端环境26附录A27附录B28 Q/CSG/00000-2010附录C29 Q/CSG/00000-2010前言为建设经营型、服务型、一体化、现代化的供电企业，规范中国南方电网有限责任公司所辖各地（市、州）级供电企业配电网自动化系统的设计、建设与改造工作，提高配电网的装备水平和运行管理水平，制定本规范。本规范以国家及行业的有关法律法规、标准、导则为基础，结合南方电网各地（市、州）级供电企业的配电网现状、运行管理及发展需求而提出，适用于中国南方电网有限责任公司所辖各地（市、州）级供电企业配电网自动化系统的规划、设计、建设与改造工作。本规范由中国南方电网有限责任公司标准化委员会批准。本规范由中国南方电网有限责任公司生产技术部提出、归口并解释。本规范起草单位：本规范参加单位：本规范主要起草人： Q/CSG/00000-20101.范围本规范规定了配电网自动化系统的体系结构、应用功能、性能指标、系统配置及与其他系统的数据接口等要求。本规范适用于南方电网所辖各地（市、州）、县级供电企业中低压配电网自动化系统的设计、建设与改造工作。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构成为本规范的条款。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。GB4208-2008/IEC60529-2001外壳防护等级(IP代码)GB/T10125-1997人造气氛腐蚀试验盐雾试验GB/T13729-2002远动终端设备GB/T13730-2002地区电网调度自动化系统GB/T15153.1-1998远动设备及系统第2部分:工作条件第1篇:电源和电磁兼容性GB/T15153.2-2000远动设备及系统第2部分:工作条件第1篇:环境条件GB/T17626.4-2008电磁兼容试验和测量技术电快速瞬变脉冲群抗扰度试验GB50174-2008电子信息系统机房设计规范DL/T599-2005城市中低压配电网改造技术导则DL/T721-2000配电网自动化系统远方终端DL/T814-2002配电自动化功能规范DL/T890.1-2007/IEC61970-1:2005能量管理系统应用程序接口(EMS-API)第1部分:导则和一般要求DL/T890.301-2004/IEC61970-301:2003能量管理系统应用程序接口（EMS-API）第301部分：公共信息模型（CIM）基础DL/Z890.401-2006/IEC61970-401TS:2005能量管理系统应用程序接口(EMS-API)第401部分:组件接口规范(CIS)DL/T890.501-2007/IEC61970-501:2006能量管理系统应用程序接口(EMS-API)第501部分:公共信息模型的资源描述框架(CIMRDF)模式DL/T1080.1-2008/IEC61968-1:2003电力企业应用集成配电管理的系统接口第1部分:接口体系与总体要求DL/Z1080.2-2007/IEC61968-2:2003电力企业应用集成配电管理的系统接口第2部分:术语-27- Q/CSG/00000-2010DL/T5002-2005地区电网调度自动化设计技术规程DL/T5003-2005电力系统调度自动化设计技术规程Q/CSG10703-2009110kV及以下配电网装备技术导则Q/CSG11005-2009地/县级调度自动化主站系统技术规范Q/CSG12101.5-2008营销自动化系统配变监测计量终端技术条件Q/CSG12101.8-2008营销自动化系统负荷管理终端、配变监测计量终端及低压抄表集中器通信协议IEC61968ApplicationIntegrationatElectricUtilities-SystemInterfacesforDistributionManagement国家电监会电监安全[2006]5号令电力二次系统安全防护规定国家电监会电监安全[2006]34号文电力二次系统安全防护总体方案调自[2007]1号南方电网DL/T634.5101-2002实施细则调自[2007]1号南方电网DL/T634.5104-2002南方电网DL/T634.5104-2002实施细则实施细则南方电网生[2009]4号中国南方电网公司110千伏及以下配电网规划指导原则调自[2008]19号南方电网电力二次系统安全防护技术实施规范调自[2009]15号南方电网调度自动化系统不间断电源配置规范1.名词术语3.1配电网自动化（distributionautomation）配电网自动化以一次网架和设备为基础，以配电网自动化系统为核心，综合利用多种通信方式，实现对配电系统的监测与控制，并通过与相关应用系统的信息集成，实现配电系统的科学管理。3.2配电网自动化系统（distributionautomationsystem）实现中低压配电网运行监控的自动化系统。具备配电SCADA、故障处理及高级应用功能，一般由配电自动化主站、配电自动化终端及相关通信系统构成，根据实际情况可配置配电自动化子站。3.3馈线自动化（feederautomation）实现对配电线路的运行状态的监测和控制，在故障发生后及时准确地定位和迅速隔离故障区段，恢复非故障区域供电。馈线自动化包括集中式馈线自动化和就地式馈线自动化两种方式。3.4配电自动化主站(masterstationofdistributionautomationsystem)完成配电网运行实时数据的采集、处理、监视与控制，并对配电网进行分析、计算与决策，是配电网自动化系统的核心，简称配电主站。-27- Q/CSG/00000-20103.5配电自动化子站(slavestationofdistributionautomationsystem)为优化信息传输及系统结构层次、方便通信系统组网而设置的中间层，定位在变电站或大型开关站中，负责辖区内配电终端的数据集中与转发，实现所辖范围内的配电网信息汇集、处理以及故障处理、通信监视等功能，简称配电子站。包括通信子站和监控子站。3.6配电自动化终端(remoteterminalunitofdistributionautomationsystem)适用于配电网的各种远方监测、控制单元的总称，简称配电终端。包括馈线终端（FTU）、站所终端（DTU）、配电变压器监测终端（TTU）以及其他简易监测终端等。1.总则4.1配电网自动化系统的设计、建设和改造应结合地区配电网规模及应用需求，与配电网调度运行管理体制相适应，满足配电网安全经济优质运行要求，提高配电网供电质量和运行管理水平；4.2应遵循标准化原则，满足安全性、可靠性、开放性、实用性、先进性的要求，实现各项应用的一体化设计，具备良好的可维护性、可扩展性；4.3对供电可靠性要求高的地区宜建设独立的配电网自动化系统，应按实际需求配置“可选功能”；4.4系统的设计、建设和改造除执行本规范外，还应执行现行有关标准、规范和规程、规定。如本规范中的条款与上级主管部门制定的相应标准不一致时，则执行技术要求较高者。2.系统结构与配置原则配电网自动化系统主要包括主站、终端及相关通信设备，系统典型结构逻辑如图5-1所示。-27- Q/CSG/00000-2010图1配电网自动化系统典型结构逻辑图1.1配电主站构成及配置原则主站应为分布式结构，由服务器、工作站、网络设备、安全防护设备、时钟同步装置等硬件设备及配套软件构成。主站关键设备及软件应用服务应冗余配置。1.1.1硬件配置原则系统硬件应选用符合国际标准的、通用的计算机等硬件设备，并采用机架式安装，关键设备应配置双路独立电源，满足性能稳定、维护方便和灵活可扩的要求。1.1.1.1服务器主要包括SCADA服务器、历史服务器、数据采集服务器、WEB服务器等，运行应用服务程序，完成数据采集、数据存储、计算分析、服务提供等功能。1.1.1.2工作站-27- Q/CSG/00000-2010主要包括配调工作站、维护工作站、报表工作站等，运行用户界面程序，完成系统的人机交互功能。1.1.1.1网络设备主要包括主干交换机、数据采集交换机、WEB交换机、配调交换机、路由器等，负责系统各计算机设备间的通信连接。1.1.1.2安全防护设备电力专用隔离装置、纵向加密认证网关、硬件防火墙、入侵检测系统、安全远程拨号产品等二次系统安全防护设备必须满足调自[2008]19号《南方电网电力二次系统安全防护技术实施规范》中的设备选型规范要求。1.1.1.3时钟同步装置采用冗余配置的全球定位系统（GPS）或北斗系统时钟装置为系统各节点提供统一的标准时间，时钟装置应具备B码时统解码和网络对时功能。1.1.1.4其他设备根据实际需要，配置网络打印机及其他必要设备。1.1.2软件配置原则主站软件采用分层、模块化结构，通过应用中间件屏蔽底层操作，可在异构平台上实现分布式应用。软件模块满足IEC61968/IEC61970CIM标准，接口应满足国家标准、行业标准或国际标准。1.1.2.1操作系统所选操作系统应为具有开放性、高可靠性和安全、通用、成熟的产品，服务器宜采用UNIX或Linux操作系统，工作站宜采用Linux操作系统。1.1.2.2商用数据库系统根据需要采用通用、成熟的商用数据库，并应支持国产数据库。1.1.2.3应用软件应用软件实现配电SCADA、馈线自动化、配电网分析应用、配电网操作仿真、WEB发布、数据交互等功能。所有应用软件必须在统一底层平台实现，具有统一风格的人机界面。1.2配电子站构成及配置原则配电子站一般放置在变电站或大型开关站中，分为通信子站和监控子站。通信子站只负责所连接配电终端的数据集中与转发；监控子站除负责所连接配电终端的数据集中与转发外，还具备当地监控和区域故障处理功能。通信子站可根据实际需要选配；一般情况下不推荐配置监控子站。1.3配电终端构成及配置原则根据功能配置和安装位置不同，配电终端可分为站所终端（DTU）、馈线终端（FTU）、配电变压器监测终端（TTU）及其他终端等。开关站、环网柜、配电站等场所应选用站所终端（DTU-27- Q/CSG/00000-2010），柱上开关应选用馈线终端（FTU），配电变压器应选用配电变压器监测终端（TTU）。1.1安全防护配电网自动化系统安全防护部署必须满足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》的要求，同时应遵循调自[2008]19号《南方电网电力二次系统安全防护技术实施规范》及各省区电网公司颁布的电力二次系统安全防护相关规定。2.配电主站2.1总体要求2.1.1标准化系统结构、接口、通信规约、信息和数据交换应遵循相关标准及规范，实现信息和数据共享。2.1.2可靠性系统服务器、交换机等关键设备及应用服务冗余配置，主、备节点和应用服务切换或任何单一故障不影响系统的正常运行。2.1.3一致性系统所有节点上的图形、模型和数据保持一致，系统数据维护录入接口必须唯一，所有应用的人机界面风格应保持一致。2.1.4开放性支持异构混合平台并提供标准接口和服务，支持用户和第三方应用软件的开发及统一管理。2.2功能2.2.1配电SCADA2.2.1.1数据采集a)接收、处理不同格式的模拟量、状态量、电能量和各类SOE，具体采集数据类型见附录A；b)可对采集数据按设定周期进行召唤刷新，可对指定区域进行数据召唤刷新；c)具备根据设定周期定时自动采集或人工随时召唤配电终端保存的历史数据。2.2.1.2数据处理a)处理不同格式状态量，正确判断事故遥信变位和正常操作遥信变位，并具有信号自动过滤的功能；b)处理各类模拟量，并提供有效性检查、数据过滤、零漂处理、工程单位转换、限值检查、数据质量标签等功能；c)接收终端发送的电能量数据，并可通过系统接口或计算等方式获得相应电量数据；d)处理接收到的事件顺序记录（SOE），并可选择对SOE进行屏蔽和解除屏蔽；e)具备遥测量异常告警、遥信变位告警等功能；-27- Q/CSG/00000-2010a)具备对通信通道、终端的监视、统计、报警和管理功能。1.1.1.1通信及规约a)支持专用通信网络和公共通信网络等多种通信方式的信息接入和转发功能；b)支持各种标准规约与配电终端进行通信，如调自[2007]1号《南方电网DL/T634.5101-2002实施细则》、调自[2007]1号《南方电网DL/T634.5104-2002实施细则》、DNP3.0、Q/CSG12101.8-2008《营销自动化系统负荷管理终端、配变监测计量终端及低压抄表集中器通信协议》等多种通信协议。1.1.1.2遥控a)实现设备的单点控制、条件控制及序列控制；b)控制过程的设计应符合调度规程的要求，具备多重安全措施：1)操作必须在具有控制权限的工作站进行，操作员必须具有相应的操作权限；2)禁止同时对同一控制对象进行操作；3)提供基于配电网拓扑的防误操作检查功能。c)能够根据用户请求、预定义、应用请求自动执行序列控制，能够单步执行或自动按序执行，并可人工干预执行过程；d)控制过程应记录，内容包括操作人员姓名、控制对象、控制内容、控制时间、操作者所用的工作站、控制结果等。1.1.1.3分区监控a)具备完善的信息分层、分区和分流功能；b)接入信息可按照所属（区）局、变电站以及线路划分为不同的责任区，责任区可为所属（区）局、变电站以及线路的各种组合；c)责任区应通过人机界面进行离线和在线定义；1.1.1.4事故追忆（PDR）a)提供全息全过程的事故追忆检索和反演PDR界面；b)具备多重PDR触发功能，触发条件可自定义；c)PDR应以全数据断面方式保存，反演时模型、图形、数据应一致。1.1.1.5人机交互人机界面应提供方便、直观和快速的操作方法，应具有多窗口显示、菜单驱动，操作简单、显示信息准确等特点。至少应满足如下要求：a)提供并支持国家标准一、二级字库汉字和矢量汉字；b)支持图形多窗口、无级缩放、漫游、分层分级显示，支持鼠标滚动缩放、支持指定显示屏事故推图、事项告警；c)具有灵活方便多样的调图方式，可通过告警窗中告警条快捷调用相应画面；d)支持地理接线图显示，并可在图上标识全网或片区的供电范围或停电影响范围等；-27- Q/CSG/00000-2010a)系统数据按数据质量标志的不同以用户自定义颜色显示；b)可根据需要设置、闭锁各种类型的数据，支持设备挂牌、人工置数等操作，挂牌设备、人工置数设备等可以列表形式显示，并可对实时遥信量和遥测量进行屏蔽、修改和解除屏蔽；c)挂牌操作应具有关联挂牌、逻辑判断、挂牌关联闭锁自定义等功能；d)挂牌、摘牌和人工置数应有相应的权限控制；e)可按区域、线路、设备以及选定的时间段过滤、查询各类事项和告警；f)具有设备快速查询和定位功能；g)支持多屏显示，每台显示器可独立实时处理各种图形和多窗口信息；h)具备以网络和RGB方式与大屏幕拼接墙接入能力。1.1.1基于地理背景信息的SCADA应用（可选功能）a)系统可在电子地图上提供电网设备的地理位置空间信息和相关的图形化视图，在有条件的情况下集成GIS平台；b)系统可实现配电设备的地理定位，设备故障时自动推出基于地理背景的设备接线图，并闪烁显示故障设备，设备名称和设备地理位置信息可方便获取。在地理背景接线图上可显示相关故障区间、停电区间、专供区间等信息；c)地理背景接线图以及地理图可以分层设定、分层显示，并实现放大、缩小、漫游、导航等各种图形操作功能。地理背景接线图上可进行各种控制操作，并可以同时在地理背景接线图上显示操作结果。地理背景接线图可与其他电力接线图实现同步的动态拓扑着色。1.1.2配电网分析应用1.1.2.1网络拓扑a)绘图时自动生成拓扑数据，并提供拓扑连接检错功能；b)支持网络拓扑和动态着色，可直观地用颜色来区分线路、开关、区间的停电、故障、充电、重载、过载等状态和停电范围、故障范围、供电范围，以及是否环网运行等；c)能够实现动态电源分析显示，对于不同电源的配电网络，采用不同颜色区分供电路径。1.1.2.2状态估计（可选功能）a)对不良数据进行检测、辨识和排错，并可列表显示；b)根据配电SCADA提供的实时信息和网络拓扑的分析结果及其他相关数据，实时地给出配电网内各母线电压、母线负荷和线路潮流等；c)实现母线负荷预测和区域负荷预测模型的维护、量测误差统计、网络状态监视等。1.1.2.3潮流计算（可选功能）a)-27- Q/CSG/00000-2010在给定（历史、当前或预想）的运行方式下，进行设定操作，改变运行方式，分析本系统的潮流分布；a)设定操作可以是在一次接线图上模拟断路器的开合、线路投退等；b)支持区域潮流计算与配电线路解合环操作时的潮流计算。1.1.1.1负荷预测（可选功能）a)能够实现周期为1天～1周的指定区域短期负荷预测，预测每天24个整点或96点（每15分钟一个点）或更密点的负荷；b)既可考虑周期因素和气象因素的影响，又可考虑已知的特殊事件的影响（如节假日、计划检修等），还可根据运行经验进行人工修改。1.1.1.2网络重构（可选功能）a)可满足正常运行方式下的配电网络优化调整，也可满足新建、改建、扩建配电网络以及故障条件下的网络重构；b)通过优化配电网运行方式，降低配电网线损，提高系统经济性；c)通过优化配电网运行方式，均衡负荷，消除过载，提高供电电压质量；d)配电网发生故障时，通过调整网络运行方式，实现非故障区的恢复供电，提高供电可靠性；e)网络重构方案可以自动或者手动计算产生；f)可根据配电网络的运行方式或需求修改、保存和实施网络重构策略表。1.1.2配电运行与操作仿真（可选功能）a)能模拟任意地点的各类故障和系统的状态变化，可人为设置假想故障，可自动演示故障的处理过程，包括故障定位、隔离过程和主站的恢复策略的预演等;b)可任意拉合开关进行模拟停电范围的分析，开关状态变化后线路和设备会根据供停电状态动态着色，直观反映模拟电网情况。1.1.3配电网智能化（可选功能）1.1.3.1分布式电源接入与应用具备对分布式电源（风能、太阳能、储能站等）、微电网的接入、运行、退出的监控管理功能，并提供相应的优化控制策略，确保电网安全、经济运行。1.1.3.2配电网快速仿真根据采集到的实时、准实时数据，进行综合数据分析技术，主动分析配电网的运行状态，快速发现配电网运行的薄弱环节，准确捕捉监控要点。1.1.3.3智能预警通过实时量测配电网相关信息，结合气候、环境及自然因素，对配电网运行状况进行趋势预测，评估配电网安全运行水平，提出相应的安全预警及预防控制策略。1.1.3.4配电网自愈控制-27- Q/CSG/00000-2010在实现馈线自动化的区域，根据配电网所处的运行状态（紧急状态、恢复状态、异常状态、警戒状态和安全状态），通过一定的控制策略实施相应的控制，能使配电网从当前运行状态向更好的运行状态转移；1.1.1WEB发布WEB发布应提供与I区系统一致的功能和操作（控制类操作除外），并至少满足如下要求：a)基于WEB技术并支持其他模式，宜实现无控件免安装，支持授权用户通过Internet实现WEB浏览；b)客户端人机界面风格、数据、图形均与I区系统保持一致；c)按客户权限进行访问控制，客户的访问、操作权限跟客户等级、角色、责任区相匹配；d)WEB服务器应组成集群统一对外提供服务，并支持负载自动均衡；e)每台WEB服务器均可多用户并行运行配电网分析应用，并可通过IE浏览器进行操作交互。（可选）1.1.2数据交互1.1.2.1交互接口与配电网自动化系统有数据交互需求的系统包括安全防护I区的调度自动化系统、III区的GIS系统、配电生产管理（MIS）系统、营销自动化类系统等。配电网自动化与其他系统的数据交互如下图：图2配电网自动化系统与其他系统数据交互逻辑图1.1.2.2交互要求配电网自动化系统与其他系统的数据交互应满足以下要求：a)信息交互通过基于消息机制的总线方式完成配电自动化系统与其他应用系统之间的信息交换和服务共享；-27- Q/CSG/00000-2010a)信息交互应遵循电气图形、拓扑模型和数据的来源和维护唯一性、设备编码统一性、描述一致性的原则；b)在满足电力二次系统安全防护规定的前提下，信息交互总线应具有通过正/反向物理隔离装置跨越生产控制大区和管理信息大区实现信息交互的能力；c)中间件服务宜遵循IEC61968标准，采用面向服务架构（SOA），实现相关模型、图形和数据的发布与订阅；d)具备CIMXML/RDF格式的电网全模型和差异模型的导入导出功能，具备基于XML的SVG图形格式、GML格式文件的导入导出功能。1.1.1通用服务通用服务为不同应用提供统一的服务和管理，包括模型、图形、数据库、公式计算与统计、告警服务、曲线服务、报表服务、系统配置和管理等。1.1.1.1图模管理a)系统支持图模库一体化，绘图、建模、入库一次完成，并实现不同应用的统一绘图、建模、入库；b)提供常用图元、设备和间隔模板并支持用户自定义，所有设备图元、量测及其组合支持不同图形间带属性拷贝；c)提供CIMXML/RDF格式的电网全模型和差异模型的导入导出功能，支持模型拼接功能，实现输配网一体化模型；d)提供基于XML的SVG图形格式的导入导出功能。1.1.1.2数据库管理a)采用通用、透明的数据存储访问机制，保证并发访问时数据的安全性、一致性和完整性；b)电网模型数据库应遵循CIM标准进行封装和显示，实现数据内容的层次化、对象化；c)提供实时数据库和历史数据库的管理工具和图形界面，可在线查阅、修改，支持批量增加、删除、拷贝、修改，具备多重模糊过滤、查找、替换的功能，具备自动和人工进行数据备份功能，具备完备的数据修改日志和审计功能；d)系统数据库容量、表、表中的域应具备在线扩充能力；e)可实现电网实时数据的全息保存，历史数据的保存应与当时的电网模型相对应；f)支持Excel文件或文本文件格式的数据导入或导出。1.1.1.3公式计算a)系统应提供方便、友好的界面供用户离线和在线定义计算量和计算公式；b)提供常用的标准计算公式，支持在同一公式中的数学、逻辑混合运算；c)可按照设定的时间、周期、条件启动公式计算，并支持手动启动等方式。-27- Q/CSG/00000-20101.1.1.1统计及考核系统提供完备、方便的统计功能，可按照指定的时间、区域、线路、设备等条件进行统计，至少支持以下统计类型：a)开关动作次数、事故跳闸次数、遥控次数，合环操作次数、合环转供电负荷、电量等；b)负荷最大值、最小值、平均值、过载时间、最大负荷利用小时数，线路、配变负载率，遥测越限时间等；c)故障线路数（包括停电线路数、跳闸线路数、重合线路数等）、损失负荷、损失电量、线路停电时间、停电时刻、复电时刻、停电时长、影响用户数、用户停电时间等；d)各类指标统计，包括主站系统可用率、终端装置可用率、通道可用率、事故时遥信动作正确率、遥测数据合格率、遥控动作正确率、电压合格率、配电网潮流收敛率、状态估计合格率、负荷预报准确率等。1.1.1.2事项和告警处理a)实现统一的事件和告警服务，可灵活设置告警内容、级别和处理方式；b)事故时自动调图，可根据需要设置事项打印、声光、推图、语音和短信报警等报警方式，事项信息可长期保存并可随时按指定条件查询、打印；c)具备完善的事件和告警确认处理功能，事件和告警信息可按权限和责任区分类、分流，不同责任区的事件和告警的确认处理相对独立；d)告警未复归设备等可以列表形式显示。1.1.1.3多态应用a)应具备实时态、测试态、研究态等运行方式的功能；b)测试态下调试信息只在相关工作站显示而不影响系统的正常运行，调试信息与正常运行信息明确区分；c)研究态下可调出任一时段的电网模型以及PDR数据进行研究分析，支持多个相互独立的研究态应用。1.1.1.4曲线a)提供实时、历史和趋势曲线功能，曲线可灵活定义、显示和修改；b)提供曲线模板功能，并能对曲线模版进行重定义和修改，用户可选择不同模板显示曲线；c)在同一坐标可组合显示最大、最小值、限值以及采样历史曲线，并采用不同颜色显示；d)同一幅画面上可调同类型时间间隔的任意日期的多条曲线，用户可自定每条曲线的颜色、水平和垂直标尺。-27- Q/CSG/00000-20101.1.1.1报表管理a)提供时报、日报、周报、月报、季报和年报等；b)报表生成和维护支持中文和图文混排，支持数据图表展示、数据质量标志、数据定义、计算式定义；c)能够按照用户指定的数据和格式生成指定时间段的报表，如配电终端异常、终端电池异常、通信异常、一次设备异常报表以及线路和配变的年、月、日及当前的负载率、最大负荷、停电损失负荷等运行报表；d)报表兼容Excel等多种格式；e)支持报表定时打印、召唤打印、事件触发打印。1.1.1.2打印功能a)支持定时和召唤打印各种实时和历史报表，支持报表批量打印；b)具备事件打印方式，支持实时打印各种电网事项和系统事项等，召唤打印历史事项；c)支持各类电网图形、监控图形、统计信息图表、统计查询结果、参数表等图形和文本打印，支持反色和屏幕硬拷贝打印；d)具备打印预览功能。1.1.1.3系统管理应提供完备统一的配置、监控管理功能和人机界面，实现系统节点、应用和进程等统一配置、监视和控制。a)提供按权限进行访问控制的安全管理功能：1)具备完善的网络登录机制、用户登录机制和远程访问机制；2)只有系统管理员有权进入和操作授权密码，其他操作员的权限应由系统管理员授权；3)有完善的权限管理和密码管理机制，可根据责任区、角色以及用户来综合设置各类操作人员的操作权限和使用范围。b)提供完善的版本管理工具，至少实现以下的基本要求：1)可对程序、数据库、图形文件的版本进行统一管理和控制，保证三者之间的统一和匹配；2)具备图形指定版本的回退和数据库指定版本的恢复功能。c)提供完善的配置管理工具，至少实现以下的基本要求：1)系统运行方式的配置管理，如应用集群的配置和管理；2)故障自动切换和手动切换的配置管理；3)各应用参数设置和管理；4)可进行远程终端参数查询、设置、设备初始化，可远程升级终端软件和对终端进行维护。-27- Q/CSG/00000-2010a)资源监视1)能够实现系统所有计算机和网络设备的资源、运行工况、系统进程的集中监测和告警，识别设备故障并告警，并以表格、饼图等图形化表示；2)具备系统中各节点以及各任务间统一透明的通信端口管理，并具备通信报文的监视告警等功能，各节点通信状态和终端通信状态可监视。b)时钟管理1)具备主备时钟装置切换管理功能，当两台装置所提供的时间相差超过2秒时，应告警；2)系统对接收的授时信号正确性具有安全保护措施。c)提供完善的备份管理功能，可自动备份应用系统软件、数据库、图形等，故障时可进行快速恢复；d)可对系统管理或功能操作进行日志简要记录，实现关键操作的详细记录；且日志文件应统一管理和保存，提供人机界面方式进行查询和统计。1.1性能指标1.1.1容量要求a)接入信息数据容量和节点容量应满足五年规划内的最大需求并留有冗余；b)WEB浏览并发用户数不宜少于800个（特级供电地区）或400个（一级供电地区）或200个（二级供电地区）。1.1.2冗余性a)冗余配置节点可手动和自动切换，切换时间小于5s；b)冷备用设备接替值班设备的切换时间小于5min。1.1.3可用性a)系统年可用率不小于99.99%；b)系统运行寿命大于10年。1.1.4可靠性a)系统中服务器、交换机等关键设备MTBF大于17000小时；b)由于偶发性故障而发生自动热启动的平均次数应小于1次/3600小时。1.1.5计算机资源利用率a)任何服务器在任意5min内，CPU平均负荷率小于35％；b)任何用户工作站在任意5min内，CPU平均负荷率小于35％。1.1.6网络负载a)在任何情况下，系统骨干网在任意5min内，平均负载率小于20%；b)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%。-27- Q/CSG/00000-20101.1.1信息处理a)遥测量综合误差不大于±2.0%（额定值）；b)事故时遥信量正确率不小于99.9%；c)遥控正确率不小于99.99%。1.1.2实时性a)光纤通信条件下开关量变位由配电终端上送到主站小于3秒；b)光纤通信条件下模拟量越死区上送到主站小于5秒；c)公网通信条件下开关量变位由配电终端上送到主站小于30秒；d)公网通信条件下模拟量越死区上送到主站小于30秒；e)光纤通信条件下遥控执行命令发出到收到遥信变位返回时间小于5秒；f)90%的画面调出时间小于1秒，其余画面调出时间小于3秒；g)事故推画面时间小于3秒；h)画面实时数据更新周期为1～10秒（可调）；i)WEB发布的客户端实时告警比I区系统实时告警的时间延迟小于10秒；j)主站系统时间与标准时间误差小于1毫秒。1.1.3分析应用功能指标a)状态估计1)遥测估计合格率≥90%；2)有功功率计算误差≤5%；3)无功功率计算误差≤5%；4)单次计算时间＜3秒；5)计算周期＜30秒。b)潮流计算1)计算结果误差≤5%；2)单次潮流计算时间＜5秒。c)负荷预测1)月负荷预报准确率≥90%；2)月最高（低）负荷预报准确率≥90%；3)日负荷预报准确率≥95%；4)日最高（低）负荷预报准确率≥90%；5)短期负荷预报平均误差＜5%。2.配电子站2.1通信子站功能要求a)可根据需要配置通信端口，支持-27- Q/CSG/00000-2010调自[2007]1号《南方电网DL/T634.5101-2002实施细则》、调自[2007]1号《南方电网DL/T634.5104-2002实施细则》、DNP3.0等多种通信协议；a)通信子站与配电终端、配电主站及其他智能设备（如微机保护、智能电度表等）通信，将收集到的信息及其运行状态转发到配电主站，并将配电主站的控制信息转发至配电终端；b)能够进行通信通道监视和通道故障报警，支持当地和远方维护，包括参数设定、工况显示、系统诊断，并具备自恢复功能；c)具备RS232/RS422/RS485接口和以太网络接口，接口数量和类型可配置，具备独立的RS232或以太网络维护接口；d)支持双路电源供电，并可自动切换。1.1监控子站功能要求监控子站除具有通信子站的所有功能外，还应满足以下要求：a)具备模拟量采集、状态量采集、接收并执行遥控和复归指令功能；b)可检测、判别区域瞬时故障和永久故障，判别相间短路、单相接地等故障，并具备识别多重故障功能；故障类型和相关信息主动上报主站；c)记录并上传馈线停电时刻负荷数据，具备事件顺序记录和历史数据存储、历史数据补充上传等功能；d)提供全中文界面维护工具，至少可设置两级维护密码。可查看实时数据，可查询、导出历史数据，具有遥控、人工置数、通信报文监视功能；e)可根据需要扩展遥测、遥信和遥控量；f)可接收主站对时信号对时，也可采用GPS或北斗时钟信号对时。1.2性能指标1.2.1工作条件a)环境温度：-25～55℃；b)相对湿度：5℅～95℅无凝露；c)环境温度最大变化率：0.5℃/min；d)最大绝对湿度：29g/m3。1.2.2装置电源a)AC220V，-20％～+15％；b)DC220V/110V，-20％～+15％；c)最大功耗≤100W。1.2.3数据采集控制a)遥测采集1)电压输入标称值：220V/100V，50Hz；-27- Q/CSG/00000-20101)电流输入标称值：1A/5A；2)电压、电流采样准确度：0.5级；3)有功准确度：1.0级；4)无功准确度：1.0级；5)短期过量交流输入电流施加标称值的2000％，持续时间小于1S，系统工作正常；6)短期过量交流输入电压施加标称值的200%，持续时间小于1S，系统工作正常；7)10倍额定电流测量误差<3％。a)遥信采集1)SOE分辨率≤2毫秒；2)软件防抖动时间10-60000毫秒可设。b)遥控1)输出方式：继电器常开接点；2)接点容量：AC220V10A；DC48V10A。1.1.1机械特性a)设备外壳防护等级不得低于GB4208-2008/IEC60529:2001中的IP43级要求；b)有关正弦稳态振动、冲击、自由跌落的参数等级见GB/T15153.2-2000中第4章规定。1.1.2电磁兼容性a)设备抗高频干扰、浪涌干扰、静电放电干扰、工频磁场和阻尼振荡磁场干扰、辐射电磁场干扰以及抗电源电压突降和中断性能按GB/T15153.1-1998中的IV级标准执行；b)抗快速瞬变脉冲群干扰性能按GB/T17626.4中IV级标准执行。1.1.3可靠性指标MTBF≥50000小时。2.配电终端2.1馈线终端（FTU）2.1.1基本功能a)具备模拟量采集、状态量采集、接收并执行遥控及复归指令功能；b)可检测、判别瞬时故障和永久故障，判别相间短路、单相接地等故障，故障类型及相关信息主动上报主站，馈线故障当地指示功能（指示灯显示）；c)可根据需要配置通信端口，可外接其他类型终端，支持调自[2007]1号《南方电网DL/T634.5101-2002实施细则》、调自[2007]1号《南方电网DL/T634.5104-2002实施细则》、DNP3.0等多种通信协议，具备与主站对时功能；d)支持当地、远方维护，包括参数设定、工况显示、系统诊断，并具备自恢复功能；-27- Q/CSG/00000-2010a)提供全中文界面维护工具，至少可设置两级维护密码。可查看实时数据，可查询、导出历史数据，具有遥控、人工置数、通信报文监视功能；b)具备远方和本地控制切换功能，支持开关的就地操作；c)事件顺序记录、历史数据、主站下发信息可当地存储，数据存储容量不宜低于2MB，存储数据可随时由主站召测，失电或通信中断后数据可保存6个月以上；d)具备数据分级传送功能，馈线停电时刻负荷数据、遥信变位以及遥测数据超限值等重要数据实时传送，非重要数据当地存储，需要时由主站召测；e)具有智能电源管理功能，可远方活化蓄电池，具备蓄电池低电压报警和保护功能，报警信号上传主站；f)具备RS232/RS422/RS485接口和以太网络接口，接口数量和类型可配置，具备专用的RS232或以太网络维护接口；g)支持双路电源供电，并可自动切换；h)可选配保护和分布式就地控制功能；i)外接端口采用航空接插件，电流回路接插件具有自动短接功能。1.1.1性能指标a)工作条件1)环境温度范围：-40℃～+70℃；2)环境温度最大变化率：1℃/min；3)湿度：5％～100％；4)最大绝对湿度：35g/m3；5)大气压力：70～106Kpa。b)电源及功耗1)AC220V/100V，-20％～+20％；2)DC24V/48V，-20％～+15％；3)最大功耗≤20W；4)备用电源：采用单体长寿命免维护蓄电池；使用寿命≥5年；支持装置正常工作时间≥8小时；支持开关动作次数≥3次。c)遥测采集1)电压输入标称值：220V/100V；2)电流输入标称值：1A/5A；3)电压、电流采样准确度：0.5级；4)有功准确度：1.0级；-27- Q/CSG/00000-20101)无功准确度：1.0级；2)短期过量交流输入电流施加标称值的2000%，持续时间小于1S，系统工作正常；3)短期过量交流输入电压施加标称值的200%，持续时间小于1S，系统工作正常；4)10倍额定电流测量误差<3％。a)遥信采集1)SOE分辨率≤2毫秒；2)软件防抖动时间10-60000毫秒可设。b)遥控1)输出方式：继电器常开接点；2)接点容量：AC220V10A；DC48V10A。c)机械特性1)符合GB4208-2008/IEC60529:2001规定的IP65级要求；2)有关正弦稳态振动、冲击、自由跌落的参数等级见GB/T15153.2-2000中第4章规定；3)箱体抗盐蚀能力：满足GB/T10125-1997标准的中性盐雾试验96h试验周期无锈蚀。d)电磁兼容性1)设备抗高频干扰、浪涌干扰、静电放电干扰、工频磁场和阻尼振荡磁场干扰、辐射电磁场干扰以及抗电源电压突降和中断性能按GB/T15153.1-1998中的IV级标准执行；2)抗快速瞬变脉冲群干扰性能按GB/T17626.4中IV级标准执行。e)可靠性MTBF≥50000小时。f)时钟终端时钟误差≤1秒。1.1站所终端（DTU）1.1.1基本功能a)具备模拟量采集、状态量采集、接收并执行遥控和复归指令功能，支持谐波和频率采集功能；b)可检测、判别瞬时故障和永久故障，判别相间短路、断线、单相接地等故障，故障类型及相关信息主动上报主站，馈线故障分线路当地指示功能（指示灯显示）；c)可外接其他类型终端，支持调自[2007]1号《南方电网DL/T634.5101-2002实施细则》、调自[2007]1号《南方电网DL/T634.5104-2002实施细则》、DNP3.0等多种通信协议，具备与主站对时功能；-27- Q/CSG/00000-2010a)支持当地、远方维护，包括参数设定、工况显示、系统诊断，并具备自测试、自诊断、自恢复功能，发现终端的内存、时钟、I/O口等工作异常应记录和上报；b)提供全中文界面维护工具，至少可设置两级维护密码。可查看实时数据，可查询、导出历史数据，具有遥控、人工置数、通信报文监视功能；c)具备远方和本地控制切换功能，支持开关的就地操作；d)事件顺序记录、历史数据、主站下发信息可当地存储，数据存储容量不宜低于16MB，存储数据可随时由主站召测，失电或通信中断后数据可保存6个月以上；e)具备数据分级传送功能，馈线停电时刻负荷数据、遥信变位以及遥测数据超限值等重要数据实时传送，非重要数据当地存储，需要时由主站召测；f)具有智能电源管理功能，可远方活化蓄电池，具备蓄电池低电压报警和保护功能，报警信号上传主站；g)具备RS232/RS422/RS485接口和网络接口，接口数量和类型可配置，具备专用的RS232和网络维护接口；h)支持双路电源供电，并可自动切换；i)可选配保护和分布式就地控制功能；j)可根据需要扩展遥测、遥信和遥控量。1.1.1性能指标a)工作条件1)环境温度范围：-40℃～+70℃（户外终端），-25℃～+55℃（户内终端）；2)环境温度最大变化率：1℃/min；3)湿度：5％～100％；4)最大绝对湿度：35g/m3；5)大气压力：70～106Kpa。b)电源及功耗1)AC220V/100V，-20％～+20％；2)DC24V/48V，-20％～+15％；3)最大功耗≤20W；4)支持双电源供电方式；5)备用电源：采用单体长寿命免维护蓄电池；使用寿命≥5年；支持装置正常工作时间≥12小时；支持开关动作次数≥9次。c)遥测采集1)电压输入标称值：220V/100V；-27- Q/CSG/00000-20101)电流输入标称值：1A/5A；2)电压、电流采样准确度：0.5级；3)有功准确度：1.0级；4)无功准确度：1.0级；5)谐波采集精度：1.0级（13次谐波）；6)短期过量交流输入电流施加标称值的2000%，持续时间小于1S，系统工作正常；7)短期过量交流输入电压施加标称值的200%，持续时间小于1S，系统工作正常；8)10倍额定电流测量误差<3％。a)遥信采集1)SOE分辨率≤2毫秒；2)软件防抖动时间10-60000毫秒可设。b)遥控1)输出方式：继电器常开接点；2)接点容量：AC220V10A；DC48V10A。c)机械特性1)户外机箱防护性能：符合GB4208-2008/IEC60529:2001规定的IP65级要求；2)户内机箱防护性能：符合GB4208-2008/IEC60529:2001规定的IP43级要求；3)安装方式：可选择柜式或壁挂式安装；4)有关正弦稳态振动、冲击、自由跌落的参数等级见GB/T15153.2-2000中第4章规定；5)箱体抗盐蚀能力：满足GB/T10125-1997标准的中性盐雾试验96h试验周期无锈蚀。d)电磁兼容性1)设备抗高频干扰、浪涌干扰、静电放电干扰、工频磁场和阻尼振荡磁场干扰、辐射电磁场干扰以及抗电源电压突降和中断性能按GB/T15153.1-1998中的IV级标准执行；2)抗快速瞬变脉冲群干扰性能按GB/T17626.4中IV级标准执行。e)可靠性MTBF≥50000小时。f)时钟终端时钟误差≤1秒。1.1配电变压器终端（TTU）配电变压器终端主要适用于配电变压器低压侧出线的监测。其功能与性能要求应满足Q/CSG12101.5-2008-27- Q/CSG/00000-2010《营销自动化系统配变监测计量终端技术条件》和各省区电网公司颁布的配变监测计量终端技术规范。在条件允许的情况下，应将配变终端采集扩展到中压。8.4其他类型配电终端其他类型配电终端还包括配电线路分段控制器、分支分界控制器、具有远传功能的故障指示器等。1.馈线自动化1.1功能1.1.1集中式馈线自动化集中式馈线自动化是指配电主站与配电终端相互配合协调，实现配电线路的故障定位、故障隔离和恢复非故障区域供电。a)故障定位主站根据接收到的故障信息和其他系统数据源（例如调度自动化系统、营销自动化系统、客户服务系统等），快速、准确地定位故障区段、故障地点和故障类型，具体实现方式可根据实际选用。b)故障区域隔离根据故障定位结果给出故障区域隔离方案，方案可自动或经调度员确认后执行。在处理过程中，若开关未正确动作则停止自动执行，并告警提示。c)非故障区域恢复供电提供各种可能的非故障区域恢复供电方案并优化排序，方案可自动或经调度员确认后执行。在处理过程中，若开关未正确动作则停止自动执行，并告警提示。1.1.2就地式馈线自动化就地式馈线自动化不依赖与配电自动化主站的通信，由现场自动装置协同实现。就地式馈线自动化可采用多种实现方式，均应实现配电线路故障的实时检测，准确定位故障点，迅速隔离故障区段，并快速恢复非故障区域供电。1.2性能指标a)馈线自动化实现故障区域自动隔离时间小于1分钟；b)馈线自动化实现非故障区域自动恢复供电时间小于3分钟；2.配电网通信2.3配电网自动化对通信的总体要求配电网自动化系统对配电网通信的需求参见下表：数据类型单个终端数据流量实时性要求可靠性安全性要求遥信量不低于128bit/s传送时延不大于100ms100％可以通过公网传输-27- Q/CSG/00000-2010遥测量不低于1024bit/s传送时延不大于100ms100％可以通过公网传输遥控量不低于128bit/s传送时延不大于100ms100％控制命令需要安全的通道保证1.1通信组网结构配电网通信宜根据配电网规模采用骨干层、接入层的分层结构，层次结构示意如下图所示：图10-1配电网通信层次结构示意图配电网通信骨干层宜充分利用输电网的光纤通信网络资源，变电站宜采用100M/1000M的汇聚设备，汇聚众多通信终端设备的数据信息；接入层宜因地制宜的采用光纤、载波、无线等通信方式，接入的众多分散的通信终端设备，直接传送各配电终端数据。1.2通信介质配电网通信介质可采用光纤、无线、电力载波、导引电缆等。a)需实现三遥的配电点宜采用光纤通信。不具备光缆建设条件的可采用电力载波作为补充；b)主干光缆宜沿着变电站之间线路建设，接入光缆的敷设方式根据具体情况分别以链路或环路接入，具有条件的优先采用成环接入；c)光纤通信组网宜采用工业级别的以太网设备，采用骨干(汇聚)层、接入层的自愈式分层组网模式；d)载波通信组网应预先对频率进行规划，避免频率干扰，工作频段应满足DL/T-27- Q/CSG/00000-2010790系列标准；a)对采用公网无线通信作为信息传送通道时，应建立电力专用VPN通道，且不应传送“遥控”信息；接入配电主站系统时，应充分考虑公网与电力专网的安全隔离措施。1.1接口采用以太网和RS-232/RS-485接口。RS-232/RS-485接口传输速率可选用600bit/s、1200bit/s、2400bit/s、4800bit/s、9.6kbit/s、19.2kbit/s、2048kbit/s，以太网接口传输速率可选用10Mbit/s、100Mbit/s或1000Mbit/s等。1.2通信设备功能性能要求1.2.1基于工业级以太网的有源光网络a)适用于工业环境，应满足以下条件：1)环境温度范围：-40～70°C；2)抗电磁干扰能力按GB/T15153.1-1998中的IV级标准执行。b)宜双电源配置,支持24/48VDC或110/220VDC/AC电源输入；c)支持远程网管，可支持自动拓扑发现、故障管理等基本网管功能；d)支持网络风暴抑制功能、VLAN划分、组播、流量控制、优先级别划分等功能；e)接口模块化设计，端口可根据实际组网情况选择。骨干环以太网交换设备光口不少于6个，接入以太网交换设备光口数量不少于2个，百兆接口不少于4个。f)环网情况下具备自愈功能，环切换时间不大于300ms；g)MTBF≥50000小时，MTTR≤30分钟。1.2.2基于以太网方式的无源光网络（EPON）a)用于工业环境，应满足以下条件：1)环境温度范围：-40～70°C；2)抗电磁干扰能力按GB/T15153.1-1998中的IV级标准执行。b)局端设备OLT应支持双电源热备份,DC-48V或AC220V电源输入；终端设备ONU宜双电源配置,支持24/48VDC或110/220VDC/AC电源输入；c)支持远程网管，ONU自动识别、故障管理等基本网管功能；d)支持网络风暴抑制功能、生成树协议、VLAN划分、组播、流量控制、优先级别划分等功能；e)设备端口可根据实际组网情况选择，局端OLT支持不少于500个远端ONU接入，终端设备ONU支持即插即用功能，提供至少1个EPON接口和4个10/100M以太网电接口f)MTBF≥50000小时，MTTR≤30分钟。-27- Q/CSG/00000-20101.1.1电力载波a)适用于工业环境，应满足以下条件：1)环境温度范围：-40～70°C；2)抗电磁干扰能力按GB/T15153.1-1998中的IV级标准执行。b)宜双电源配置,支持24/48VDC或110/220VDC/AC电源输入；c)宜支持自动拓扑发现、故障管理等基本远程网管功能；d)发送功率宜小于1W，不应超过5W，工作频带或频点均在3k～500kHz范围内；e)应具有较强的抗干扰性，允许通道衰减不小于80dBm。在工作频段/点外加入不同信噪比（0dB、-5dB、-10dB）的噪声干扰条件下，丢帧率应为0；f)MTBF≥50000小时。1.1.2无线通信a)适用于工业环境，应满足以下条件：1)环境温度范围：-40～70°C；2)抗电磁干扰能力按GB/T15153.1-1998中的IV级标准执行。b)可提供透明、双向、对等的数据传输通道，用户数据无需经过转换直接传输；c)终端的无线通信部分必须是模块化设计，具备自诊断、自恢复功能；d)应提供配置管理接口用作本地和远程的管理，宜包括配置管理、安全管理、故障管理以及性能管理等功能；e)通信模块采用业界主流厂商工业级的无线通信芯片，数据读写次数不低于10万次；f)天线的阻抗应与无线通信芯片匹配，天线的增益应大于5.0dBi；g)MTBF≥50000小时。1.1通信通道性能指标a)光纤通信通道可用率不低于99%，时延不高于100毫秒，误码率不高于10-8；b)线缆通信通道可用率不低于98%，时延不高于秒级，误码率不高于10-6；c)电力载波通道可用率不低于97%，时延不高于秒级，误码率不高于10-4；d)无线通信通道可用率不低于93%，时延不高于秒级，误码率不高于10-5。2.配电网自动化对配电网一次系统的要求2.2对配电网一次网架结构要求a)配电自动化实施区域的网架结构应布局合理、成熟稳定，相关配电主干线路应具备足够的备用容量，满足故障情况下负荷转移的要求；b)配电网设计、建设和改造时应考虑通信网络设计、建设和改造，预留通信管道。2.3对配电网一次设备的要求a)需要实现遥信功能的开关设备，应具备辅助触点；需要实现遥测功能的一次设备，应具备电流互感器，宜具备电压互感器-27- Q/CSG/00000-2010；需要实现遥控功能的开关设备，应具备电动操作机构；a)无法就地获取配电终端的供电电源时，应配置电压互感器，且容量满足配电终端运行等需求；b)实施配电网自动化的配电环网柜、开关柜等在安装时必须考虑预留配电终端的安装位置，预留尺寸不宜小于1600mm(高)X600mm（宽）X600mm(深)。1.环境条件1.1主站环境配电网自动化主站环境应满足GB50174-2008中B级机房标准，UPS配置应满足调自[2009]15号《南方电网调度自动化系统不间断电源配置规范》的规定。1.2配电子站环境配电子站工作环境应满足GB/T15153.2-2000规定的B2类标准，1.3配电终端环境室内配电终端工作环境应满足GB/T15153.2-2000规定的C2类标准。配电终端应有防雷击和防过电压的保护装置，屏（箱）内应有专用的与屏（箱）体绝缘的接地铜排（截面不小于100mm2），屏（箱）体必须与地网可靠连接（截面不小于100mm2）。-27- Q/CSG/00000-2010附录A（资料性附录）配电自动化主站系统与其他系统数据交互类型表表A-1配电自动化主站系统与其他系统数据交互类型表序号数据类型数据流向用途1输电网及高压配电网的网络拓扑、变电站图形、设备参数等来自调度自动化系统图形、模型补充2输电网及高压配电网的实时数据、历史数据等来自调度自动化系统监测数据、统计数据源3变电站馈线开关遥控命令去往调度自动化系统控制数据4配电网络图、电气接线图、单线图、地理图、线路地理沿布图来自地理信息系统图形来源5网络拓扑、馈线模型、拓扑和设备数据来自地理信息系统模型、数据库来源6配电网实时运行数据、事项告警、统计计算数据、历史数据去往地理信息系统数据显示、统计来源7配电网设备参数信息（台账）、生产计划数据等来自配电生产管理（MIS）系统参数数据库、补充数据来源8配电网实时运行数据、统计计算数据、历史数据去往配电生产管理（MIS）系统数据显示、统计来源9公变和专变运行数据、停电信息来自营销自动化系统实时、准实时数据来源10配电网实时运行数据、统计计算数据、历史数据去往营销自动化系统数据统计来源-27- Q/CSG/00000-2010附录B（资料性附录）配电自动化主站硬件设备推荐配置表表B-1配电自动化主站硬件设备推荐配置表序号设备名称特级供电地区一级供电地区二级供电地区1SCADA服务器2台2历史数据服务器2台3历史库磁盘阵列1台4专网数据采集服务器2台或多台2台或多台2台5公网数据采集服务器2台或多台2台或多台不超过2台6应用服务器2台2台1台7测试服务器2台1台1台8WEB服务器2台9WEB数据库服务器2台2台无10WEB应用服务器可配置2台无无11WEB磁盘阵列1台12配电网仿真服务器2台2台1台13配电网仿真工作站5台4台3台14配调工作站3台15远程工作站每区2台16维护工作站3台2台2台17开发工作站3台2台合用维护工作站18报表工作站市局2台，每区局1台19公网调试工作站每2台公网数据采集服务器配置1台20网络设备及二次安全防护设备视实际情况21时钟装置2套22打印机等市局2台，每区局1台23UPS电源2台-27- Q/CSG/00000-2010附录C（资料性附录）配电自动化主站系统典型配置图'