10kV开关站信息接入SCADA系统技术规范

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1、10kV开关站信息接入SCADA系统技术规范（征求意见稿）国网上海市电力公司2014年5月目次前言 3一、范围 3二、规范性引用文件 3三、术语和定义 4四、技术要求 5五、建设原则 8附件1 10kV开关站信息接入SCADA系统拓扑图 10附件2 10kV开关站采集信息典型表 11前言 10kV开关站是配电网的重要环节，在SCADA系统实现开关站的实时信息监控有助于提升10kV配电网的运行管理水平，有效解决盲调行为，减少开关站故障判别时间、提高处置效率。为规范10kV开关站自动化信息监控，按照“统一规划、 统一建设、统一规范、统一管理” 的原则，调控中心组织编写了10kV开关站信息接入SCA

2、DA系统技术规范。一、 范围 本规范规定了10kV开关站自动化设备配置原则、主要功能要求，以及10kV开关站与SCADA系统的通讯方式、二次系统安全防护要求。 本规范适用于国网上海市电力公司所辖区域（除浦东供电公司）内所有电业10kV开关站。浦东供电公司所属10kV开关站的接入，参照本规范执行。二、 规范性引用文件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 远动终端设备DL/T 599 城市中低压配电网改造技术导则DL/T 634.5-104 远动设备及系统标准传输协议子集 第104部分DL/T 721 配电网自动化系统远方终端DL/T 814 配电自动化

3、系统功能规范Q/GDW 370 城市配电网技术导则Q/GDW 382 配电自动化技术导则 Q/GDW 514-2010 配电自动化终端/子站功能规范Q/GDW 625-2011 配电自动化建设与改造标准化设计技术规定电监安全200634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调2011168号 关于加强配电网自动化系统安全防护工作的通知生配电2009196号 配电自动化试点建设与改造技术原则运检三2013527号 配电自动化终端/子站功能规范Q/SD J1155-2010 上海电网10kV配电自动化技术原则上海市电力公司智能分布式配电终端技术

4、原则（试行）三、术语和定义 10kV开关站（10kV switching station）：设有10kV配电进出线、对功率进行再分配的配电装置。相当于变电站母线的延伸，可用于解决变电站进出线间隔有限或进出线走廊受限，并在区域中起到电源支撑的作用。10kV开关站内必要时可附设配电变压器。 站所终端（Distribution terminal unit-DTU）： 安装在10kV开关站处，具有遥信、 遥测、 遥控等功能的配电终端。 四、技术要求（一） 总体要求 10kV开关站内通过站所终端实现电气设备的实时监控，监控信息通过配电通讯通道接入110kV或35kV变电站，变电站通过调度数据网接入调度S

5、CADA系统。 新建或改建10kV开关站到变电站配电通讯通道必须采用光以太网方式，老旧10kV开关站到变电站配电通讯通道也应优先采用光以太网方式，确保信息监控的可靠性。 上述设备连接关系如附件1所示。（二） 10kV开关站配置原则及功能要求1. 站所终端（1） 新建或改建开关站参照配电自动化终端/子站功能规范中站所终端功能要求配置，必须具备四个串行口和二个以太网口，配有远控/近控选择开关及控制出口压板，采用110V直流供电。（2） 老旧开关站功能要求参照上海电网10kV配电自动化技术原则，应具备三遥功能。（3） 如采用智能分布式配电终端，功能要求参照上海市电力公司智能分布式配电终端技术原则（试

6、行）。（4） 站所终端与SCADA系统通信采用IEC104规约。2. 纵向加密认证装置 （1） 宜采用硬件加密认证装置，安全模式优先采用“单向认证+对称加密（非兼容模式）”。（2） 采用110V直流供电。（3） 应支持兼容串口、网口、光口输入。（4） 支持远程管理。（5） 具备一定的防腐、防水、防尘等抗环境影响的能力。（6） 安装简易可靠、占地小。3. 数据通讯接口转换器：用于老旧开关站站所终端，不具备网络输出或串口、网口不够情况下的通讯上联转换。4. 间隔层交换机：用于新建与改建开关站站所终端与测控单元或保护测控装置通讯。5. 规约转换器：对于老旧自动化设备，不能实现104规约，可通过规约转

7、换器进行转换，此装置可与数据通讯接口转换器功能合并。6. 光电转换器：若10kV开关站与变电站都已配置光电转换器，可以采用光电转换器方式实现光纤通讯，可不配光以太网交换机。7. 光以太网交换机（1） 采用工业A类二层交换机，至少提供2个单模光口与4个五类网口。（2） 具备VLAN划分功能。（3） 采用110V直流供电。（三） 配电通讯通道配置原则及功能要求1. 10kV开关站至上级电源站随每路电源线路分别敷设1根24芯普通光缆。上级电源是同一个变电站的，敷设1根24芯普通光缆。2. 光纤型号应采用G.652光纤。3. 光缆线路敷设应优先采用管道敷设，在电力线排管设计时应根据实际需要，考虑预置1

8、-2孔通信专用孔位，并敷设七孔子管。4. 10kV开关站内应配置通信屏，如无合适屏位空间应配置光缆终端箱。（四） 35kV及110kV变电站配置原则及功能要求1. 35kV及110kV变电站调度数据网至少已配置如下设备：一台路由器、一台交换机、一台纵向加密认证装置。2. 35kV及110kV变电站增配光以太网交换机一台（1）链路方式：10kV开关站光以太网交换机通过网口上联至路由器。对于已实现调度数据网双机模式的站，10kV开关站光以太网交换机采用单机双线分别上联到路由器的方式。（2）光以太网交换机采用国产商业二层或三层交换机，至少具备4个网口和16个单模光口。（3）采用110V直流或经电力专

9、用UPS输出的220V交流供电。（五） 调度SCADA系统配置要求1. 按典型信息量统计（详见附件2-3），预计接入的10kV开关站总信息数量加上变电站总信息数量，要小于EMS数据库设计容量的70%。2. 千兆纵向加密认证装置。最大并发加密隧道数大于2048条，密文数据包吞吐量大于80Mbit/s。3. 纵向加密管理装置。4. 调度数字证书系统。五、建设原则（一） 新建或改建10kV开关站1. 对于新建或改建站，按前述配置原则配置自动化和通讯设备，满足三遥功能要求，并要求预留网络通讯接口，便于今后与配电自动化主站或其它配电站通讯，自动化和通讯设备要求与开关站同步规划、同步设计、同步施工、同步投

10、运。变电站与SCADA系统具备接入条件的，应同步完成SCADA系统信息接入；变电站与SCADA系统不具备接入条件的，应同步完成10kV开关站就地三遥功能验收。2. 对于可研已批，初设未批的开关站，按新站实施。3. 对于初设已批的站，按运行站实施。（二） 运行的开关站1. 原则上不对一次、二次设备进行改造。2. 对于没有自动化设备的站，按新站要求建设。3. 对于已有自动化设备的站，只要功能满足前述老旧开关站自动化设备配置要求，能实现三遥功能，尽量保留原有的自动化设备，增加硬件加密认证装置、规约转换器和相关通讯装置，站所终端不具备网口增加数据通讯接口转换器。如不满足前述老旧开关站自动化设备配置要求

11、，不能实现三遥，自动化设备也按新站要求进行改造。4. 对于超过运行服役年限的10kV开关站自动化设备，或设备运行状况较差，经评估后，可以按新站要求进行自动化改造。5. 对于已接入DSCADA系统的10kV开关站，在改接入SCADA系统后，应及时维护与IDP系统的数据接入。附件1 10kV开关站信息接入SCADA系统拓扑图附件2 10kV开关站采集信息典型表一、遥信量l 、开关柜设备（进线柜）：（1）断路器位置信号 （2）遥控投入/解除信号 （3）母线闸刀或小车位置 （4）SF6气体异常报警信号（SF6气体闭锁信号）和开关未储能信号合成一个信号 （5）备用信号点2、开关柜设备（出线柜）：（1）断

12、路器位置信号 （2）遥控投入/解除信号 （3）母线闸刀或小车位置 （4）SF6气体异常报警信号（SF6气体闭锁信号）和开关未储能信号合成一个信号 （5）速断动作信号 （6）过流动作信号 （7）重合闸动作信号 （8）零流动作信号 3、分段柜： （以下6类信号均由继电器采集后通过串口送自动化站控主单元）（1）断路器位置信号 （2）遥控投入/解除信号 （3）母线闸刀或小车位置 （4） SF6气体异常报警信号（SF6气体闭锁信号）和开关未储能信号合成一个信号（5）自切动作信号（6）自切合闸信号（7） 自切不成功信号（8） 自切投/退开关位置信号（9） 自切装置的遥控投入/解除信号（10） 自切软压板状

13、态信号4、配变柜：（1） 断路器位置信号 （2）遥控投入/解除信号 （3）母线闸刀或小车位置 （4）SF6气体异常报警信号（SF6气体闭锁信号）和开关未储能信号合成一个信号 （5）速断动作信号 （6）过流动作信号 （7）零流动作信号 （8）配变温度或瓦斯告警信号 5、公共信号： （以下5类信号由自动化公共测控单元采集）（1）微机保护装置异常信号（2）1段母线接地信号（3）2段母线接地信号（4）空开故障信号（5）站内直流异常信号（6）站内事故总信号（7）1段低压总开关位置信号（8）2段低压总开关位置信号（9） 低压分段开关位置信号注：对于SF6气体异常报警信号（SF6气体闭锁信号）和开关未储能信

14、号、微机保护装置异常信号、MCB小开关故障信号及所有保护动作信号，按信号性质，分别合并为1个信号后再送往调度主站。二、遥测量 （1） 10kV母线1段线电压、零序电压 （2） 10kV母线2段线电压、零序电压 （3） 10kV进线三相电流、分段三相电流、馈线单相（B相）电流（4） 站内直流母线电压 （5） 低压母线1段三相电压 （6） 低压母线2段三相电压 （7） 低压总开关1三相电流 （8） 低压总开关2三相电流 （9） 低压总开关1的功率因数 （10）低压总开关2的功率因数 三、遥控量（1）所有10kV断路器（2）软压板投退附件3 典型10kV开关站信息量统计1、 遥信名称数量断路器位置信

15、号14遥控投入/解除信号14母线闸刀或小车位置14SF6气体异常报警信号（SF6气体闭锁信号）和开关未储能信号14速断动作信号10过流动作信号10重合闸动作信号10零流动作信号10自切动作信号1自切合闸信号1自切不成功信号1自切投/退开关位置信号2自切装置的遥控投入/解除信号1自切软压板状态信号2配变温度或瓦斯告警信号2微机保护装置异常信号1/段母线接地信号2空开故障信号1站内直流异常信号1站内事故总信号1/段低压总开关、分段开关位置信号3小计1152、 遥测名称数量10kV/段母线电压、零序电压410kV进线三相电流、分段三相电流910kV馈线单相（B相）电流8站内直流母线电压1低压母线/段三相电压6低压总开关1/2三相电流6低压总开关1/2的功率因数2小计363、 遥控名称数量所有10kV断路器14自切投退2重合闸投退8小计24 注：按二进八出为例。16