（OA自动化）配电自动化工
程建设实施方案(参考版)
城市中心区配电自动化工程
建设实施方案
供电公司
二〇一二年六月
目录
1 前言 1
2 编制依据 2
3 城市中心区现状分析 3
电网现状 3
城市中心区概况 5
一次网架现状 6
网架概述 6
典型接线 6
配电设备概述 8
配电通信网络现状 9
配电自动化系统应用现状 11
配电自动化相关信息系统现状 12
配电管理现状 13
4 规划目标 14
整体规划目标 14
2012年规划目标 14
预期效果 14
工程实施前后配网对比 15
一次网架和设备规划目标 15
配电自动化主站系统规划目标 17
馈线自动化规划目标 18
配电终端规划目标 18
配电通信网络规划目标 18
配网调控一体化规划目标 18
5 建设方案 19
一次网架线路改造 19
改造原则 19
网架优化改造方案 19
配电自动化主站建设 22
建设原则 22
系统架构 24
系统功能 26
系统技术指标 34
软件配置清单 35
硬件配置清单 36
馈线自动化建设 38
建设原则 38
“集中型”馈线自动化 39
用户侧馈线自动化 41
配电设备及终端建设与改造 43
设备建设与改造原则 43
配电终端方案 43
配电设备方案 45
配置清单 45
配电通信网络建设 45
建设原则 45
通信方式分析 45
建设方案 46
二次系统安全防护建设 47
横向系统通信 47
纵向系统通信 48
6 工程概算 50
工程投资总概算 50
一次网架调整概算 50
一次设备改造和更换概算 50
配电主站及相关系统概算 51
配电终端概算 51
配电自动化机房概算 51
7 实施进度计划 52
附件 1 城市中心区配电一次设备现状 53
附件 2 城市中心区一次网架改造方案 54
附件 3 城市中心区改造前后联络接线图 54
附件 4 城市中心区域 GPRS无线网络单元(GPRS通信模块)配置表 56
附件 5 城市中心区域配电自动化工程概算 57
附件 6 城市中心区域改造前后地理接线图 62
1 前言
为贯彻落实山东电力集团公司配电自动化建设总体要求，结合实际情况，依
据国家电网公司《配电自动化技术导则》、《配电自动化建设与改造标准化设计技
术规定》、《配电自动化主站系统功能规范》以及《山东电力集团公司县域配电自
动化建设技术规范》等相关规范，遵循全面、适用、差异和前瞻性的原则进行配
电自动化建设。通过信息集成平台和服务总线完成核心应用模块之间的集成，建
立覆盖公司核心业务的协同统一、精益高效的营配调信息交互一体化平台。在城
市中心区域全部实现手拉手环网供电，实现配电自动化的全覆盖。配电自动化实
施后，城市中心区域配电系统供电可靠率达到%，提高城市配电网的供电可
靠性和快速复电能力，提升运营和管理水平，有效缩短配电线路故障停电时间，
提高用户满意度，实现配电网的卓越运营。
电业公司早在2005年开始尝试配电自动化系统建设，包括12条10kV城区配网
线路，共安装电压型分段开关12台，环网柜4台，配网主站采用南京南瑞集团公司
ON2000配调一体化主站系统。近年来，电网取得了快速的发展，电业公司在配电
自动化建设和信息化建设方面都开展了大量工作，积累了大量宝贵的经验，培养
了一批高素质的专业人才，为电业公司的配电自动化建设打下了坚实的基础。
2 编制依据
Q/GDW370城市配电网技术导则
Q/GDW382配电自动化技术导则
Q/GDW513配电自动化主站系统功能规范
Q/GDW514配电自动化终端子站功能规范
Q/GDW625配电自动化建设与改造标准化设计技术规定
IEC61968ApplicationIntegrationatElectricUtilities-SystemInterfacesfor
DistributionManagement
IEC61970EnergyManagementSystemApplicationProgramInterface(EMS-API)
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［2011］168号关于加强配电网自动化系统安全防护工作的通知
山东电力集团公司县域配电自动化建设技术规范
“十二五”发展规划
3 城市中心区现状分析
电网现状
地处鲁西北平原，是德州市的近郊县，位于首都北京、港城天津、省会济南之间，
素有“京津门户，九达天衢”之称，位于北纬 37°13ˊ～37°36ˊ，东经 116°27ˊ～
116°57ˊ。历史悠久，是文学家、滑稽大师东方朔的故里，现收藏于文博苑内的颜真
卿手书“东方朔画赞碑”为国家一级文物，有“汉墓群”等省级重点文物保护单位，
万亩水面的“丁东水库”和“仙人湖”是旅游、垂钓的理想去处。现辖 9个镇、3个
乡和一个经济开发区。
图 3-1行政区划图
电网是德州电网的重要组成部分，主电源来自 220kV苏庄站。2011年供电面积
为 1213km2，供电人口为 58万人，供电可靠率 RS-3为 %，110kV及以下线损为
%，10kV及以下线损为 %,综合电压合格率为 %。
截止 2011年底，电网拥有 110kV变电站 1座，主变 2台，容量为 40MVA，线路 1
条，长度为 ；35kV公用变电站 16座，容量为 225MVA，线路 33条，长度为
，10kV公用线路 70条，长度为 ，公用配变 1278台，配变容量为
。
通过近年来电网的不断建设与改造，电网已经形成了以 220kV变电站为电源点，
110kV、35kV为网架，城区 10kV线路手拉手的供电格局，具备了较为坚强的网架结
构，极大的提高了作为受端电网的受电能力。2011年电业公司售电量达到 亿
kWh，同比增长 %。根据 2011年负荷增长情况，预计 2012年电网最高负荷将达
到 万 kW。
表3-12011年电网主要数据指标
售电量（亿 kWh）
供电可靠率（%）
综合线损率（10kV及以下）（%）
电压合格率（%）
110kV变电站（座） 1
35kV变电站（座） 16
110kV线路（条） 1
35kV线路（条） 33
表3-2电业公司配电线路统计（2011年）
10kV线路（条）
公司资产区域
总计 用户专线
架空线路 电缆线路
开关站（座）
丁庄 7 1 6 0 0
开发区 6 0 6 0 0
西郊 4 1 3 0 0
东郊 7 0 7 0 0
郑寨 5 0 5 0 0
滋镇 3 0 3 0 0
边镇 5 2 3 0 0
于集 3 0 3 0 0
会王 3 0 3 0 0
颜官 2 0 2 0 0
前孙 3 0 3 0 0
梅镇 4 0 4 0 0
神头 4 0 4 0 0
宋家 3 1 2 0 0
义渡 3 0 3 0 0
东方 3 2 1 0 0
南郊 6 0 6 0 0
北辰 6 0 6 0 0
合计 77 7 70 0 0
城市中心区概况
本方案选取城区中心作为建设区域，该片区位于核心地带，北至唐城路，南抵 104
国道，西至陵边路，东接东外环，面积约 平方公里（如图 3-2所示）。区域内有
县委、县府、广播局、公安局等重要政府机构；有人民医院、中医院、陵城镇医院等
医疗机构；有文化艺术中心、购物中心等商贸中心；有二中、实验中学、实验小学等
学校；有世纪家园、唐城家园、御府花都、名馨花苑等大型居民生活社区，是政治、
经济、文化、生活中心，对供电可靠性要求极高。
图 3-2城市中心建设区域地图
经过前期城网改造，该区域配电网现状如下：
（ 1） 10kV线 路 一 次 网 架 结 构 不 够 成 熟 ， 其 中 ， 架 空 线 路 主 要 以
JKLYJ-10kV-120mm2、JKLYJ-10kV-95mm2导线为主，分支线采用 JKLYJ-10kV-70mm2、
JKLYJ-10kV-50mm2导线；仅 2条 10kV线路电缆部分采用 YJV22-3×120mm2电缆。
（2）柱上开关无油化率 100%，目前线路负荷及容量稳定，基本实现单联络供电，
变电站采用单母线分段的接线方式，通过网架结构调整，部分线路能够具备部分负荷
转移能力。
（3）核心区域采用 S9、S11及非晶合金配电变压器，变压器布点与负荷联系紧
密，供电半径小，线路损耗低，网架运行经济性较好。
（4）按照城市总体规划及电网“十二五”规划，未来 5年内将有大型社区、街
道办事处及城市道路建设，结合城市总体规划电网也在“十二五”期间规划了电网改
造项目，区域内已规划预留通信通道。
区域内线路均为架空电缆混合线路，网架、负荷稳定，负荷性质多元化（办公、
商务、生活等多种负荷并存）。因此，在该区域进行配电自动化建设将收到良好的示
范效果，并对以后的实用化推广具有指导作用。
区域内共有 10kV配电线路 7条，3座 35kV变电站（东郊站、南郊站、西郊站）
提供电源。2011年售电量 亿 kWh，最高负荷 万 kW，供电可靠性（RS-3）
％，10kV综合线损率 ％，用户电压合格率 ％。
表 3-3城市中心区技术指标（2011年）
变电站数量供电面积
（km2）
供电人口
（万人）
售电量
(亿 kWh) 110kV 35kV
供电可靠性
（RS-3）
10kV综合线
损率
电缆化率
架空绝缘化
率
用户电压合
格率
11 0 3 ％ % % % %
一次网架现状
网架概述
区域内配电线路总长度 （含支线、分支线），全部为架空电缆混合线路，
其中电缆长度 ，电缆化率 %；架空绝缘线路长度 ，架空绝缘化率
%。
配电线路主要结构为架空多分段单联络，线路总分段数 10段，平均分段数为
段/条，单辐射线路 1条，线路干线平均长度 ，线路最大负载率平均值
为 %，联络线路满足 N-1的比例 0%。核心区域 10kV配电线路的基本情况如表
3-4所示。
表 3-4城市核心区线路基本情况
10kV公用线路
（条）
线路干线平
均长度（km）
平均分段数（段
/条）
单辐射比例
（%）
单联络比例
（%）
多联络比例
（%）
最大负载率
平均值（%）
实现 N-1线
路数（条）
7 0 0
典型接线
在城市中心区域，采用线路单辐射和单联络接线方式，典型接线图如下：
图 3-3线路单辐射接线
图 3-4线路单联络接线
网架及运行情况分析：
（1）区域内 10kV南电线为单辐射线路，有 6条架空线路为单联络接线方式。
（2）区域内线路整体平均负载率为 %，线路负荷分布不均衡。单联络线路
10kV南电线最大负载率分别为 52%；单联络线路 10kV东北线与 10kV西城线，最大负
载率分别为 55%、83%；单联络线路 10kV东南线与 10kV南中线，最大负载率分别为
82%、48%；单联络线路 10kV东西线与 10kV南农线，最大负载率分别为 57%、62%，
均大于单联络最大负载率 50%的技术要求，需进行负荷转移。
（3）区域内部分线路分段偏少、联络点设置不合理，平均分段数明显偏少的线
路有 10kV东西线、东南线、南农线、南中线、西城线；联络点设置不合理的线路有 10kV
东北、南电线。基于以上现状，需要进一步完善和优化一次网架，以满足配电自动化
建设要求。核心区域内 10kV配电线路的网架基本情况如表 3-5所示。
表 3-52011年城市中心区配电线路情况统计表
序号
变电站
名称
线路
名称
线路类型
（电缆/架空/混合）
联络方式
（单辐射/单联络/两联络）
联络线路
名称
最大负载率
（%）
分段数量
（段）
1 东郊站 东西线 混合 单联络 南农线 57 0
2 东郊站 东南线 混合 单联络 南中线 82 0
3 东郊站 东北线 混合 单联络 西城线 55 3
4 南郊站 南中线 混合 单联络 东南线 48 0
5 南郊站 南农线 混合 单联络 东西线 62 0
6 南郊站 南电线 混合 单辐射 52 2
7 西郊站 西城线 混合 单联络 东北线 83 0
配电设备概述
城市中心区内无开关站，环网柜 3台，电缆分支箱 16台，柱上开关 6台，配电
变压器 444台（公用配变 152台，用户专变 292台）。区域内柱上开关未实施配电自
动化改造，无法满足馈线自动化要求。
表 3-6城市中心区域一次设备数量统计
公用配电变压器（台）
总数 箱式变电站 柱上变压器 配电室变压器
变电站
环网柜
（台）
电缆
分支箱（台）
柱上开关
（台）
152 58 57 37 3 3 16 6
表 3-7城市中心区域一次设备运行年限统计
年限 柱上开关 环网柜 电缆分支箱 配电变压器 配电室变压器
0-5年 0 0 0 23 9
6-10年 6 2 8 57 15
11-15年 0 1 5 35 13
（1）柱上开关 6台，其中分段开关 5台，联络开关 1台。柱上开关主要采用真
空开关，1台联络开关具备电动操作机构，5台分段开关为具备电动操作机构。
（2）配电变压器 444台，装见容量 69585kVA，主要采用 S9、S11及非晶合金配
电变压器。其中公用配电变压器 152台，装见容量 17035kVA；用户专变 292台，装
见容量 52550kVA。目前，所有配电变压器均已安装智能采集终端，通过 GPRS公网实
现运行数据的自动采集。
配电通信网络现状
1、 骨干网现状
目前，电力通信网已建成以 35kV线路 ADSS光缆为主的骨干光通信网，光缆芯数
为 8 芯，传输制式为 SDH，传输速率为 155Mbit/s。分为东、西两个环状通信网，西
环网络拓扑为：县调-东郊站-南郊站-开发区站-丁庄站-北辰站-西郊站-县调。东环
网络拓扑为：县调-郑寨站-神头站-滋镇站-梅镇站-宋家站-义渡站-颜官站-会王站-
边镇站-于集站-县调，前孙站与颜官站以链状点对点连接。中心站传输设备采用北京
华环科技有限公司 H9MO-1641X型 SDH光端机，各分站采用 HPMO-LMFIT型光端机，中
心站 PCM采用 H5型基群复用设备，分站采用 H5-PCM 单板型基群复用设备。
图3-5光缆传输系统拓扑图
图3-6通信网设备组网图
2、接入网现状
电业公司配电接入网建设于 2005年，与电力通讯网骨干网西部环网同期建设，
利用光通讯骨干网西部环网 8芯光缆中的 2芯光纤，采用 Omate数据光端机，形成环
状光通讯网，于 12个柱上开关 FTU、3台环网柜 DTU连接，随着变电站建设和通讯容
灾要求骨干网光缆芯数已不能满足智能配网的需要。
图 3-7接入网组网图
配电自动化系统应用现状
1、系统建设概况
供电公司城区配电自动化系统于 2005年 10月建设实施，10月投运。采用南瑞
ON2000型调配一体化系统，安装线路为：10kV东南线、10kV东北线、10kV西城线、
10kV丁园线，安装柱上真空配电开关 12个，开关电源变压器 SPS（双组）12个、配
电自动化故障检测远方终端 RTU-DA12套，接口采用 RS232数据接口，数据传输使用
Omate数据光端机，利用双芯光纤形成自愈环状通讯网。
2、系统实现功能
a.配电 SCADA（数据采集与监视控制系统）功能：实现了对实施范围内 10kV线
路联络开关的实时监控。
b.馈线自动化（FA）功能：供电网络的拓扑分析，故障区段的判断、自动隔离和
非故障段的自动恢复供电。
c.接入公司调度自动化主站系统：通过个终端的数据光端机向调度主站系统发送
报文，方便调度值班人员在同一平台内查看数据、设备运行状态、执行操作。
3、系统存在问题
经过近 7年的实际运行，从实际使用和维护情况来看，由于受到当时技术及开发
条件的限制，系统功能已不能适应智能配网建设的需要，主要有以下几方面问题：
a.传输系统采用普通数据光端机，接口采用 RS232数据接口，因为组网能力差，
传输速率低，接口单一，制约了配网自动化扩展性。
b.终端设备户外运行环境恶劣，电子元器件损坏严重，产品存在技术缺陷，运
行可靠性不高，影响馈线自动化功能的实现，更影响了配电自动化系统的稳定运行。
c.主站系统仅关注了配电 SCADA和馈线自动化功能应用，没有在 PMS（生产管理
系统）等系统应用的基础上持续深化，管理功能不强，满足不了配网生产、运行和管
理的需要。建设前期受限于配网标准的不完善，信息缺乏规范性和标准性。忽视了对
其它相关系统和信息的整合和关联，尤其是 GIS（地理信息系统）与 SCADA之间的模
型、图形和接口等没有切实可行的解决方案，直接导致了后期应用无法实用化。
原配网自动化由于信息量少、数据不准确，系统已不用
鉴于以上问题，根据国家电网公司《配电自动化技术导则》、《配电自动化建设与
改造标准化设计技术规定》，原有系统已不能满足目前配电自动化建设需求，需要新
建配网自动化主站系统及配套通信网络。
配电自动化相关信息系统现状
配电自动化相关信息系统主要包括调度自动化系统、营销管理系统、95598客服
等其它系统，这些系统都已经在生产、运行以及管理中得到了良好的应用，有效提升
了电业公司工作效率和精益化管理水平。但这些系统都是在不同时期，基于各自专业
需求分别独立开发的，各系统间的信息集成度不高，未实现信息和资源交互与共享，
存在“信息孤岛”，导致一些综合性应用无法实现。
1、调度自动化系统（EMS）
电业公司调度自动化主站系统于2005年12月投入运行，采用南京南瑞集团公司生
产的 ON2000调配一体化主站系统，配置双前置服务器、双后台服务器、2台调度工作
站、1台监控席、2台维护工作站；通道采用光纤232数字接口，依次传递至通道箱、
终端服务器、交换机及前置机。系统实现了遥控监护、事故反演、语音告警、动态着
色、事故保护信号推画面、双通道自动切换等基本功能，潮流计算、网络拓扑、状态
估计、负荷预测等高级应用，在线修改图、库、表，数据库备份与导入等维护功能。
实现了对变电站实时数据采集、远程操作、监视等功能。
2、营销管理系统
山东电力集团公司统一开发建设，该系统通过构建信息高度共享、流程运转通畅、
科学规范统一的营销管理与服务平台，实现了营销管理工作的精益化、专业化、集约
化，具备电费、计量、业扩、用电、收费、线损等功能模块，实现了营销业务的全过
程管理。
3、95598客服系统
95598客服系统由山东电力集团公司统一开发建设，接收并处理95598中心派发的
信息查询、故障报修、业扩报装、投诉举报、建议表扬等工单，按业务内容转相关部
门处理，并进行协调、跟踪、督办、反馈、监督和考核。及时报送停电信息、电网故
障类信息和服务突发事件等信息。同时该系统为客户提供业务咨询、服务投诉等服务，
同时通过多通信手段向客户发布停电信息、电费信息等内容，为用户提供优质的服务。
4、PMS系统
目前尚无 PMS系统，计划按照集团公司统一部署，提前考虑系统建设平台，建设
PMS系统，实现供电企业的日常管理功能，本期在配网自动化主站机房预留机柜和服
务器位置。
5、GIS系统
目前尚无 GIS系统，计划按照集团公司统一部署，提前考虑系统建设平台，通过
GIS系统建立和维护设备的空间关系和拓扑关系，实现设备在地理信息图上的可视化
展现，本期在配网自动化主站机房预留机柜和服务器位置。
6、电力用户用电信息采集系统
山东电力集团公司统一开发建设，电业公司服务器部署在德州供电公司，该系统
集电能量信息采集、监控、负荷控制、电能量信息分析、远程预付费决策于一体，构
建了一个信息高度共享、运转通畅、科学规范的实时数据采集与监控平台。
配电管理现状
电业公司乡镇电管部是配电生产的归口管理部门，负责10kV及以下配网的安全
生产、城网改造、大修技改、运行维护、生产计划、项目审批等管理工作。相应供电
所和城区两站（城区两站归营销部管理）是配电运行检修部门，负责10kV及以下配
网一次设备、配电终端的运维，由生产技术部进行专业化管理。
公司调度中心是配网调度指挥部门，下设调度班，值班方式为“三值四运转”，
调度班现有人员8人（1个调度班长，1个调度副班长，6个调度员），每值有2人，在调
度业务上负责电业公司调度管辖范围内的电网设备调度管理。调度员通过调度自动化
系统提供的变电站10kV出线间隔的实时信息实现对配电线路监控，通过调度自动化
系统提供的配电线路单线图指挥运行人员现场的倒闸操作。
4 规划目标
整体规划目标
根据山东电力集团公司建设坚强智能电网总体发展战略，结合电业公司城市中心
区配电网实际，充分利用现有网架、设备资源，以“提高供电可靠性、改善供电质量、
提升配网管理水平”为目标，本期完成城市中心区域配电自动化建设与改造，开展配
电自动化主站改造，并预留实现各类应用功能之间有机整合以及与调度、用电等环节
的信息互动接口，彻底解决城市中心区配网调度“盲调”问题，提升配电网管理水平，
确保配网可靠、高效、灵活运行，建成具有良好开放性、互动性的小型配电自动化系
统，为全面建设小康社会提供安全、可靠、清洁、优质电力保障。
2012年规划目标
完成城市中心区域配电自动化建设与改造，可解决城区配网“盲调”问题，开展
配电自动化主站系统改造，预留接口，总线及生产指挥平台在后期工程中逐步进行建
设。提升配电网管理水平，确保核心城区配网可靠、高效、灵活，实现小型配电主站
运行。
2012年建设区域：北至唐城路，南抵104国道，西至陵边路，东接东外环，改造7
条线路，新增3条线路用于网架调整，重点保障政府机关、医疗卫生部门、文化场馆、
中心商业区等重要用户用电，提高供电可靠性，实现配电自动化。
预期效果
通过城市中心区域配电自动化建设，优化改造配电一次网架，改造小型配电自动
化主站，后期工程中逐步实现各核心业务系统信息互动化应用，为配网管理提供了有
力的技术、数据支持，最终实现营配调信息交互一体化运行管理模式。
工程实施前后配网对比
本项目建成后，主要经济技术指标对比如表4-1。
表4-1城市中心区域主要经济技术指标预期
指标 现状 预期成效
供电可靠性（RS-3） % %
用户电压合格率 % %
10kV综合线损率 %
满足“N-1”线路比例 0% 100%
开关站“三遥”比例 0 0
环网柜“三遥”比例 0 100%
电缆分支箱“一遥/二遥”比例 0 0
分段、联络开关“三遥”比例 0 100%
用户分界开关“二遥”比例 0 100%
柱上变压器“二遥”比例 100% 100%
配电终端覆盖率 100% 100%
（1）提高供电可靠性
通过馈线自动化的实施，大幅度减少非故障线段供电恢复时间及故障查找时间，
通过在用户产权线路应用分界开关，确保用户故障不影响配网线路运行。
通过合理调整线路分段，减少停电范围；通过实施配电设备状态检修，科学制定
线路检修计划，预计停电工作可减少60%，预计城市中心区域的供电可靠性（RS-3）
将从%提高到%。
（2）减少综合线损，提高电压合格率
通过一次网架优化和改造，增大线路线径，缩短线路供电半径，通过配电自动化
信息的实时监测，合理调整负荷侧设备的运行方式，优化配电线路负荷，实现配电网
经济运行，减少线路理论线损，提高了电压合格率。
（3）优化一次网架，实现配电自动化
通过一次网架优化和改造，实施区域配电网线路应满足供电安全 N-1准则要求，
形成以“二遥”、“三遥”为主的配电自动化模式。
一次网架和设备规划目标
建设坚强配电网架，实现配电网安全、可靠、优化、经济运行，具有较强的灵活
性和适应性。
（1）目标网架正常供电方式下满足“N-1”准则，重要用户满足“N-2”要求。
单联络、两联络、三联络线路最大负荷分别控制在额定容量的50%、67%、75%以下，
实现线路经济运行和负荷相互转供。
（2）线路采用多分段、适度联络的接线方式。每个分段宜与其它线路设一处联
络，末端分段一般与异站线路建立联络，每段负荷尽量均衡并留有裕度。
（3）对现有一次设备按照配电自动化要求并结合设备现状进行改造，根据功能
定位合理选择不同的配电自动化实现方式，形成以“二遥”、“三遥”组成的多样化
的配电自动化模式。
（4）新建配网项目应该按照目标网架要求，在设计之初就按具备配电自动化“三
遥”功能进行考虑，在建设时同步建成。
目标网架典型接线方式如下：
图 4-1电缆线路单联络接线
图 4-2电缆线路两联络接线
图 4-3电缆线路三联络接线
配电自动化主站系统规划目标
配电自动化主站系统以面向配电调度和生产指挥为应用主体进行建设，实现对配
电网的监视和控制，满足与相关应用系统的信息交互、共享和综合应用需求。满足未
来10年城区配电网发展规模及接入信息量需求，按照小型配电自动化主站系统规划建
设。根据电业公司配电网“十二五”规划，预计配电网接入信息量万。
配电自动化主站系统分两期建设，本期重点完成配电 SCADA、馈线自动化等配电
自动化基本功能建设，远期是在基本功能完备的基础上，重点完成主站系统扩展功能
应用、信息交互、配电仿真、智能化应用等高级分析功能建设。根据《配电自动化建
设与改造标准化设计技术规定》中的相关规定，结合电业公司配电网“十二五”规划，
本期建设目标为：
（1）建成小型配电自动化主站系统，完成核心区域配电网实时信息全覆盖，初
步解决配网调度“盲调”问题。
（2）实现完整的配电 SCADA功能和馈线自动化功能，能够通过主站和终端的配
合，实现故障检测、故障区段的快速切除与非故障区段快速恢复供电。
（3）主站系统预留接口，远期通过配电自动化信息交互总线，实现与今后的 GIS
系统、PMS系统的互联。
馈线自动化规划目标
突出先进性、兼容性、可靠性、实用性的建设原则，构建快速复电响应机制，通
过线路馈线自动化、用户故障分界自隔离模式，实现配电网的快速复电业务闭环，缩
短停电时间、减小停电范围，提高供电可靠性的规划目标。
建设目标：配电线路采用“集中型”的馈线自动化模式，主要支线、分支线和易
发生故障用户侧采用分界开关自隔离模式，实现配电故障快速处理和隔离。
配电终端规划目标
（1）柱上自动化分段开关采用馈线终端（FTU）实现“三遥”功能，用户分界开
关实现“二遥”功能。
（2）处于自动化分段、联络位置的环网柜采用站所终端（DTU），实现“三遥”
功能。
（3）配电变压器通过现有智能采集终端，实现“二遥”功能。
（4）不具备配电终端装设条件的设备，安装带通信功能的故障指示器实现“二
遥”功能。
配电通信网络规划目标
配电通信建设以满足配用电信息交互的可靠性、安全性、实时性为目的，以满足
智能配用电需求和今后扩展应用为远期发展目标，采用经济合理、先进成熟的通信技
术，最终建成配电自动化 GPRS通信网络，覆盖集中型馈线自动化分段、联络开关和
分界开关。
配网调控一体化规划目标
单独成立配网调度，通过配电自动化主站系统，监控配电自动化系统的运行，梳
理配网运行监控、配电倒闸操作、事故处理、设备停电等操作的业务处理流程，优化
配网运行、检修、抢修等环节的业务配合流程，形成配网调度、生产、运行以及用电
营销等环节的业务闭环管理流程。
制定和完善智能配网运行、管理的调控一体化规章制度，明确组织架构与岗位分
工，做到技术手段支撑与管理模式创新相结合，初步构建满足智能配电网要求的技术
支撑体系和管理体系。
5 建设方案
一次网架线路改造
改造原则
依据“十二五”规划对城市中心区域的规划和城市中心环境要求，按照目标网架
要求，配电线路正常供电方式下应能满足“N-1”准则，在增加电源点和接带负荷时，
网架的主要结构保持不变；配电线路负荷分布均衡，联络和分段方式达到最优。按照
以下原则改造：
（1）不满足“N-1”要求的线路，要充分利用现有设备资源进行网架调整，通过
完善与其它线路的联络，形成单联络、两联络或者三联络接线。联络线路电源点优先
取自不同变电站，特殊情况下可来自同一变电站的不同分段母线。
（2）主干线设1～3个自动化分段，将线路分成2～4段，每段负荷尽量均衡。对
负荷分布不均匀、分段点设置不够、联络点设置不合理的环网线路进行优化，形成多
分段、适度联络。用户数量较少的线路不再分段，可完善联络。
（3）对无法实现“三遥”功能的一般节点开关设备，予以拆除并调整到城市中
心区以外其它线路，确保实现城市中心区停电范围小区间化管理。
网架优化改造方案
（1）为完善城市中心区域线路联络不完备问题，在 35kV东郊站新配出 10kV东
电线，与 35kV南郊站出线的 10kV南电线进行联络，解决 10kV南电线是单辐射线路
的问题。
（2）在城市中心区域，为方便各线路的负荷转接、均衡负荷，在中心区域加装
环网柜实现重点区域有多个电源供电，增加供电的灵活性和可靠性。新增两条 10kV
线路（东方站#1线、东方站#2线）与 10kV东北线联络也可与 10KV南农线联络；10kV
西城线与 10kV东北线联络，也可与 10KV南农线联络；10kV南农线与 10kV东西线联
络，也可与 10kV南中线联络；10kV南中线与 10kV东南线联络，也可与 10kV南电线
联络；10kV东北线与 10kV西城线联络，也可与 10kV东西线联络；10kV东南线与 10kV
南中线联络，也可与 10kV南电线联络；10kV东电线与 10kV南电线联络，也可与 10kV
东南线联络。此次调整供电区域，合理分配负荷，在主干线新增分段开关和环网柜，
解决线路分段数不够、供电半径过长的问题，使线路满足馈线自动化分段要求。
通过以上线路负荷区域调整，城网形成“区域供电清晰，纵横联络互供”的供电
模式。在城市中心区内，110kV东方站主要接带唐城路以北区域负荷，35kV西郊站主
要接带颜城街以西，中兴路以北区域等负荷，35kV南郊站主要接带中兴路以南，颜
城街以西、政府街和南环路交叉以西区域的负荷，35kV东郊站主要接带颜城街以东
的负荷。城区负荷分配更加趋于合理，线路网架联络得到进一步加强。
1、典型网架优化方案
根据一次网架改造原则，通过新建配电线路（10kV东电线）对核心区域内负荷
超过 50%的 10kV东南线进行线路优化。优化前后负荷对比情况见表 5-1所示。
改造前状态：根据 2011年度负荷统计情况，10kV东南线最大负荷率 82%，难以
实现负荷转供。
改造后状态：由 35kV东郊站新配出 10kV东电线接带 10kV东南线部分负荷，调
整 10kV东南线的供电区域，形成 10kV东南线与 10kV南中线的联络，同时又和新配
出的 10kV东电线联络。10kV 东南线、东电线的负荷率均控制在 40%以下，满足馈线
自动化负荷转供要求。
表 5-1网架结构调整前后线路负荷对比
负荷率 东南线 东电线
改造前 82% 0
改造后 42% 42%
2、典型线路优化方案
对于平均分段偏少、分段点设置不合理的线路进行合理调整。10kV南中线线路
长度、装见容量及分段情况改造前后对比情况见表 5-2所示。
改造前状态：通过线路现状分析，10kV南中线为单联络不分段线路。
改造后状态：据负荷分布情况，按照“等分、留有裕度”的原则，将单联络线路
改为两联络接线方式，适当增加线路分段。与 35kV东郊站出线的 10kV东南线和新配
出的 10kV东电线形成三分段两联络线路。
表5-2线路改造前后分段情况
线路
名称
主干线路
长度（km）
分段情况 联络线路 改造情况
10kV南中线 单联络无分段 10kV东南线 改造前
10kV南中线 三分段两联络
10kV东南线、
10kV东电线
改造后
3、城市中心区网络优化比较
工程建设区域改造前后联络接线图详见附件3。
表5-3中心区网架调整改造工程规模统计
序
号
线路名称
架设架空
线路（千米）
敷设电缆线
路（千米）
装设电缆
分接箱（台）
装设环网
柜（台）
装设分界
开关（台）
装设分
段开关
（台）
备注
1 10kV 西城线 1 1 2 1
2 10kV 南农线 3 1 2 2
3 10kV 南中线 1 2 1 2
4 10kV 南电线 1 1
5 10kV 东北线 2 2 2
6 10kV 东西线 2 3 2
7 10kV 东南线 2 3 2
8 10kV 东电线 1 1
东郊站
新配出
9
110kV东方站
#1线
3 1
东方站
新配出
10
110kV东方站
#2线
1
东方站
新配出
合
计
9 14 11 11
配电自动化主站建设
建设原则
配电自动化主站应构建在标准、通用的软硬件基础平台上，具备安全、可靠、可
用和可扩展性，根据地区的配电网规模、实际需求和配电自动化的应用等基础情况，
配电自动化主站按小型主站规模选取，按集成型主站建设，系统建设应遵循以下技术
原则：
1、标准性
（1）遵循相关国际和国内标准，包括软硬件平台、通信协议、数据库以及应用
程序接口等标准。
（2）系统适应山东配电网统一设备命名和编码的需求。
（3）系统遵循 IEC61970和 IEC61968标准，并支持 M语言、E语言以及 G语言的
数据导入、导出。
（4）系统平台所有接口采用标准化设计，方便第三方厂家在此平台的开发和功
能集成。
2、可靠性
（1）系统提供保证数据安全的措施，重要的设备、软件功能和数据应具有冗余
备份，任何冗余服务器切换时保证信息不丢失，并为系统故障的隔离和排除提供快捷
的技术手段。
（2）系统的重要单元或单元的重要部件为冗余配置，保证整个系统功能的可用
性不受单个故障的影响。
（3）系统能够隔离故障，切除故障，不影响其它各节点的正常运行，并保证故
障恢复过程快速而平稳。
（4）系统所选的硬件设备符合现代工业标准，在国内计算机领域占主流的标准
产品，所有设备具有可靠的质量保证和完善的售后服务保证。
（5）系统软件开发遵循软件工程的方法，经过充分测试，程序运行稳定可靠，
选择可靠和安全的系统软件版本作为系统软件平台。
（6）系统具有方便可靠的备份与恢复手段。
3、通用性
（1）系统具有开放系统的体系结构，符合 POSIX100标准和 IEC61970信息模型与
API（应用程序编程接口）接口标准，保证与相关系统的互联、互通、互操作，能实
现第三方应用软件的方便接入。数据库应基于 CIM（公共信息模型）模型或建立系统
内模型和 CIM之间的映射关系。
（2）系统遵循国际标准，满足开放性要求，选用通用的或者标准化的软硬件产
品，包括计算机产品、网络设备、操作系统、网络协议、商用数据库等均遵循国际标
准和电力工业标准。
（3）系统采用开放式体系结构，提供开放式环境，能支持多种硬件平台，支撑
平台应采用国际标准开发，所有功能模块之间的接口标准应统一，支持用户应用软件
程序的开发，保证能和其它系统互联和集成一体，或者很方便的实现与其它系统间的
接口。
4、扩展性
（1）系统容量可扩充，可在线增加配电终端、量测点数、采样历史数据等。
（2）系统节点可扩充，可在线增加服务器和工作站等节点，满足配网分布式数
据采集以及分区域监控等需求。
（3）系统功能可扩充，可在线增加新的软件功能模块，包括集成第三方系统的
应用服务，满足配电网监控与运行管理业务不断发展的要求。
5、安全性
系统安全必须满足《电监安全[2006]34号电力二次系统安全防护总体方案》和《国
家电网调[2011]168号关于加强配电网自动化系统安全防护工作的通知》的有关规定。
6、可用性
根据公司具体情况选择合适的功能来建设，使用户能够很好的使用系统功能。
7、可维护性
系统具备较高可维护性，包括硬件系统、软件系统、运行参数三个方面，主要表
现在：
（1）系统所选设备应符合现代国际标准、工业标准的通用产品，便于维护。
（2）系统具备图模库一体化技术，方便系统维护人员画图、建模、建库，保证
三者数据的同步性和一致性。
（3）在数据库、画面、进程管理、多机通信等方面提供 API功能，支持第三方
软件开发。对公用程序及函数提供接口调用说明。对用户提供全部系统编译、链接的
工具，以保证在软件修改和新模块增加时用户能独立生成可运行的完整系统。
（4）系统具备简便、易用的维护诊断工具，使系统维护人员可以迅速、准确的
确定异常和故障发生的位置和发生的原因。
系统架构
根据《山东电力集团公司县域配电自动化建设技术规范》和配电网的实际情况，
配电自动化系统采用“主站+配电终端”的两层结构，系统软件结构设计采用分层、
分布式架构模式，遵从全开放式系统解决方案。配电自动化系统架构如图5-1所示。
图5-1配电自动化系统架构示意图
配电自动化主站主要功能由配电 SCADA和馈线自动化构成。实现设备数据采集、
状态监视、远方控制、事件顺序记录、馈线故障处理、数据统计、报表生成等功能。
软件结构设计面向配电网需求，以实现配电网能量流、信息流、业务流的双向运
作与高度整合为目标，充分考虑系统的功能、容量的扩展。系统按操作系统层、应用
支撑层、应用层等分层式设计，主站系统软件结构如图5-2所示。
图 5-2配电自动化主站软件结构图
系统硬件采用国际上通用的、标准的、先进的和适合自身系统的设备，关键设备
配置双路独立电源，满足性能稳定、维护方便和灵活可扩展的要求。
系统网络结构采用分布式开放局域网交换技术，双重冗余配置，由1000M主干局
域网交换机及工作组交换机的二层结构组成。SCADA服务器、历史数据服务器等直接
接入主干网、前置数据采集服务器分别接入主干网、数据采集网，公网数据采集服务
器通过正反向物理隔离与主干网相连，两类数据采集服务器共同构成数据采集子系统；
WEB服务器等接入 III区交换机，WEB服务器、III区交换机、物理隔离构成对外信
息交换的途径，形成 WEB子系统。
图 5-3配电自动化主站硬件结构图
系统功能
应用支撑平台功能
系统应用支撑平台作为运行基础，为应用层软件提供一个统一、标准、容错、高
可用率的运行环境，提供标准的用户开发环境。主要包括以下功能：
1、操作系统
操作系统能够提供实时的、多任务的和多用户的运行环境，并能有效地利用 CPU
及外设资源。提供高优先级过程可以中断低优先级过程的机制，能够监视高分辨率时
钟和定时唤醒相应的进程，能够响应和处理各种硬件和软件的中断请求，并能够自动
安排其优先级。
2、集成平台
集成平台基于已成熟的行业技术标准，在异构分布环境（操作系统、网络、数据
库）下提供透明、一致的信息访问和交互手段，对其上运行的应用进行管理，为应用
提供服务，并支持电力控制中心环境下应用系统的集成。集成平台提供统一的共享数
据机制和设施，支持应用间协同工作，提供二次开发的框架。
（1）中间件
系统采用基本中间件、图形中间件技术，有效屏蔽异构系统的差别，提供统一的
访问接口，满足各种不同操作系统平台运行需求。
（2）关系数据库软件
存储电网静态模型及相关设备参数。
（3）实时数据库专门用来提供高效的实时数据存取，实现系统的监视、控制和
电网分析。
3、系统运行管理
系统提供分布式的系统运行管理功能，实现对整个系统中的设备、应用功能及权
限等进行分布化管理和控制，以维护系统的完整性和可用性，提高系统运行效率。
（1）节点状态监视，动态监视服务器 CPU负载率、内存使用率、网络流量和硬
盘剩余空间等信息；
（2）软硬件功能管理，对整个主站系统中硬件设备、软件功能的运行状态等进
行管理；
（3）状态异常报警，对于硬件设备或软件功能运行异常的节点进行报警；
（4）在线、离线诊断测试工具，提供完整的在线和离线诊断测试手段，以维护
系统的完整性和可用性，提高系统运行效率；
（5）提供冗余管理、应用管理、网络管理等功能。
4、数据库管理
（1）数据库维护工具具有完善的交互式环境的数据库录入、维护、检索工具和
良好的用户界面，可进行数据库删除、清零、拷贝、备份、恢复、扩容等操作，并完
备的数据修改日志。
（2）数据库同步具备全网数据同步功能，任一元件参数在整个系统中只输入一
次，数据和备份数据保持一致。
（3）多数据集可以建立多种数据集，用于各种场景如训练、测试、计算等。
（4）离线文件保存支持将在线数据库保存为离线的文件和将离线的文件转化为
在线数据库的功能。
（5）具备可恢复性，主站系统故障消失后，数据库能够迅速恢复到故障前的状
态。
（6）带时标的实时数据处理，在全系统能够统一对时及规约支持的前提下，可
以利用数采装置的时标而非主站时标来标识每一个变化的遥测和遥信，更加准确地反
映现场的实际变化。
5、数据备份与恢复
系统提供数据的安全备份和恢复机制，保证数据的完整性和可恢复性。
（1）全数据备份能将数据库中所有信息备份。
（2）模型数据备份能单独指定所需的模型数据进行备份。
（3）历史数据备份能指定时间段对历史采样数据进行备份。
（4）设定自动备份周期，对数据库进行自动备份。
（5）全库恢复能依据全数据库备份文件进行全库恢复。
（6）模型数据恢复能依据模型数据备份文件进行模型数据恢复。
（7）历史数据恢复能依据历史数据备份文件进行历史数据恢复。
（8）对于系统中所有主机的操作系统、应用程序和业务数据，必须能以“增量”
方式持续备份到该备份系统中，保证在系统崩溃后重新启动时，所有的操作系统、应
用程序和业务数据能迅速恢复到故障前的指定时段。
6、权限管理
系统权限定义采用层次管理的方式，拥有角色、用户和组三种权限主体。权限配
置可与岗位职责相关，不同岗位用户可赋予不同的权限，权限还可与工作站节点相关，
不同工作站节点可有不同的权限。
7、告警管理
系统可以根据责任区及用户权限对各类事件、事故进行告警服务，告警信息分类、
分流显示和处理。事件/事故时可用不同的告警形式和方法，告警记录保存入库。提
供丰富的告警动作，包括语音报警、音响报警、推画面报警、打印报警、中文短消息
报警、需人工确认报警、登录告警库等。新增告警行为用户可以自定义。告警分流可
以根据责任区及权限对报警信息进行分类、分流；告警定义可根据调度员责任及工作
权限范围设置事项及告警内容，告警限值及告警死区均可设置和修改；画面调用可通
过告警窗中的提示信息调用相应画面；告警信息存储、打印，告警信息可长期保存并
可按指定条件查询、打印。
8、报表
系统提供报表管理功能，为各应用提供制作各种统计报表。
9、系统建模
（1）网络建模
系统提供图模库一体化建模工具，根据站所图、单线图等构成配电网络的图形和
相应的模型数据，自动生成全网的静态网络拓扑模型。
系统具备网络拓扑建模校验功能，提供网络拓扑管理工具。具备外部系统信息导
入建模工具，支持 SVG、CIM等格式的图模导入，支持线路单线图、线路沿布图、系
统联络图等图形的导入，支持图模数据的校验、错误报告，支持上级电网模型与配网
模型的拼接以及配电网多区域之间的模型拼接功能。
（2）专题图生成
系统根据基于地图背景的全域图、站内接线图等基础电气图，自动生成衍生电气
图，包括地理单线图、单线接线图、环网接线图等，所有专题图的拓扑连接关系全部
保持一致。
配电 SCADA功能
1、数据采集
（1）前置服务器在故障情况下能自动切换，且做到切换过程中不丢失数据，实
现主备通道的无缝切换。
（2）能够实现同一个终端2个不同 IP地址的自动连接切换，能够实现各类数据
的采集和交换。
（3）大数据量采集能满足大数据量采集的实时响应需要，支持数据采集负载均
衡处理。
（4）支持多种通信规约（包括 DL/T634或其它国内标准、国际标准规约）、多种
应用、多类型的数据采集和交换。
（5）支持多种通信方式（如光纤、无线等）的信息接入和转发功能。
（6）具备错误检测功能，能对接收的数据进行错误条件检查并进行相应处理。
（7）具备通信通道运行工况监视、统计、报警和管理功能，具备通信终端在线
监视功能。
2、数据处理
系统提供模拟量处理、状态量处理、非实测数据处理、点多源处理、数据质量码、
平衡率计算、计算及统计等功能。
（1）模拟量处理，能处理一次设备（线路、变压器、母线、开关等）的有功、
无功、电流、电压值以及主变档位等模拟值。
（2）状态量处理，能处理包括开关位置、隔离刀闸、接地刀闸位置、保护状态
以及远方控制投退信号等其它各种信号量在内的状态量。
（3）非实测数据可由人工输入也可由计算得到，以质量码标注，并与实测数据
具备相同的数据处理功能。
（4）点多源数据处理，同一测点的多源数据在满足合理性校验经判断选优后将
最优结果放入实时数据库，提供给其它应用功能使用。
（5）数据质量码，能对所有模拟量和状态量配置数据质量码，以反映数据的质
量状况。图形界面应能根据质量码以相应的颜色显示数据。
（6）统计计算，能根据调度运行的需要，对各类数据进行统计，提供统计结果。
3、数据记录
系统提供事件顺序记录、周期采样、变化存储功能。
（1）事件顺序记录（SOE），能以毫秒级精度记录所有电网开关设备、继电保护
信号的状态、动作顺序及动作时间，形成动作顺序表。SOE记录包括记录时间、动作
时间、区域名、事件内容和设备名。能根据事件类型、线路、设备类型、动作时间等
条件对 SOE记录分类检索、显示和打印输出。
（2）周期采样，能对系统内所有实测数据和非实测数据进行周期采样。支持批
量定义采样点及人工选择定义采样点。采样周期可选择。
（3）变化存储，支持变化量测即存储的能力，完整记录设备运行的历史变化轨
迹。能对系统内所有实测数据和非实测数据进行变化存储。支持批量定义存储点及人
工选择定义存储点。
4、事件与事故处理
系统具备以下多项功能，实现事件与事故处理。
（1）越限报警处理功能，对模拟量可分别设置报警上、下限，有效上、下限，
当数据越限值时可生成报警记录。
（2）遥信变位报警功能，开关、通道状态等遥信产生变位时产生报警记录。
（3）报警提示，在人机工作站的报警窗口显示实时报警，并提供事件查询窗口，
在画面上以特殊颜色显示关联遥测和遥信，用户亦可定义自动弹出关联画面或语音报
警。
（4）SOE处理功能，接收终端单元发送的 SOE信息并存储入历史事件库。
（5）支持全息历史反演和事故反演。
5、人机界面
人机接口符合 X-Window和 OSF/Motif等国际标准。支持全图形、高分辨率、多
窗口、快速响应的图形显示。图形画面采用浮点坐标体系，支持平滑移动、无级缩放、
无限漫游。系统支持用户定义的画面分层显示，支持将地理背景作为画面的一层，支
持将多个缩放等级的图形无缝的融合到一个画面中，画面显示自动删繁；支持报警窗
口自动弹出功能。
采用多屏显示、图形多窗口、无级缩放、漫游、拖拽、分层分级显示等，调度工
作站支持一机双屏。
6、操作与控制
操作和控制包括人工置数、标识牌操作、闭锁和解锁操作、远方控制与调节功能。
（1）人工置数的数据类型包括状态量、模拟值、计算量；人工置数的数据应进
行有效性检查。
（2）提供多种自定义标识牌功能，通过人机界面对一个对象设置标识牌或清除
标识牌，在执行远方控制操作前应先检查对象的标识牌，所有的标识牌操作应进行存
档记录。
（3）闭解锁功能，用于禁止对所选对象进行特定的处理。
（4）控制类型包括断路器、隔离开关、负荷开关的分合；投/切无功补偿装置；
按照单设备控制、序列控制、解/合环控制。
（5）系统支持单席操作/双席操作、支持普通操作/快捷操作的方式。在控制的
过程中采取严格的控制流程、选点自动撤消、安全措施等。
（6）系统提供多种类型的远方控制自动防误闭锁功能，包括基于预定义规则的
常规防误闭锁和基于拓扑分析的防误闭锁功能。
7、系统时钟和对时
为整个网络系统提供时钟源。支持多种时钟源、终端对时、人工对时，具有安全
保护措施，并可人工设置系统时间。主站可对各种终端设备进行对时。
8、打印
系统具备打印各类报表、图形、数据的功能。包括定时和召唤打印各种实时和历
史报表、批量打印报表、各类电网图形及统计信息打印等功能。
基于地理背景的 SCADA
系统提供基于地理背景的配电 SCADA功能。具备在基于地图背景的全域图、地理
单线图、单线接线图、环网接线图上灵活选择进行开关分/合控制，自动安全检查，
并显示最新状态及影响的结果。
由于配电网设备的地理分布广、线路多、设备类型多、供电网络和供电方式动态
灵活多变，在配电网异常情况下，方便调度人员通过地图背景快速定位故障，并指导
抢修。
系统具备能够自动生成基于地图背景的全域图、地理单线图、单线接线图、环网
接线图等的功能。
WEB发布浏览
WEB发布浏览功能应把配电主站图形数据、实时数据、报表数据以 WEB形式实时
发布到内部网上，根据相应权限方便浏览配电网的实时运行状态。自动实现与Ⅰ区配
电 SCADA数据和图形的同步。
馈线自动化功能
配电网故障停电时，主站系统通过对配电 SCADA采集的信息进行分析，判定出故
障区段，进行故障隔离，根据配电网的运行状态和必要的约束判断条件生成网络重构
方案，调度人员可根据实际条件选择手动、半自动或自动方式进行故障隔离并恢复供
电。
系统能够对发生的各种配电网故障，并具有同时处理在短时间内多个地点发生故
障的能力，快速恢复供电。
1、故障定位、隔离及非故障区段的恢复
（1）故障定位
系统根据配电终端传送的故障信息，快速定位故障区段，并在配调工作站上自动
推图，以醒目方式显示故障发生点及相关信息。
（2）故障区段隔离
对于瞬时故障，若变电站出线开关重合成功，恢复供电，则不启动故障处理，只
报警和记录相关事项。对于永久性故障，变电站出线开关重合不成功后，则启动故障
处理。
系统根据故障定位结果确定隔离方案，故障隔离方案可以自动或经调度员确认后
进行。
（3）非故障区段恢复供电
非故障区段恢复供电故障处理过程可选择自动方式或人机交互方式进行，执行过
程中允许单步执行，也可在连续执行时人工暂停执行。在故障处理过程中，完成常规
的遥控执行之后应查询该开关的状态，以判断该开关是否正确执行，若该开关未动作
则停止自动执行，并提示系统运行人员，以示警告。
可自动设计非故障区段的恢复供电方案，并能避免恢复过程导致其它线路的过负
荷；在具备多个备用电源的情况下，能根据各个电源点的负载能力，对恢复区域进行
拆分恢复供电。
2、多重事故的处理
系统具备多重故障同时处理的功能，且各故障处理相互之间不受影响。系统根据
故障优先级划分，可以按优先级进行处理。系统对事故的处理支持分项目、分区间进
行管理；针对多重事故，系统从整个供电网络的预备力、变压器的预备力、连接点的
电压降、联络点的预备力、线路分段开关的预备力等综合考虑，做出最优的供电恢复
方案。
3、故障处理安全约束
系统可灵活设置故障处理闭锁条件，避免保护调试、设备检修等人为操作的影响。
故障处理过程中具备必要的安全闭锁措施（如通信故障闭锁、设备状态异常闭锁等），
保证故障处理过程不受其它操作干扰。
4、故障处理控制方式
对于不具备遥控条件的设备，系统通过分析采集遥测、遥信数据，判定故障区段，
并给出故障隔离和非故障区段的恢复方案，通过人工介入的方式进行故障处理，达到
提高处理故障速度的目的。
对于具备遥测、遥信、遥控条件的设备，系统在判定出故障区段后，调度员可以
选择远方遥控设备的方式进行故障隔离和非故障区段的恢复，或采用系统自动闭环处
理的方式进行控制处理。
对于单辐射线路故障隔离，则通过设备与变电站出口断路器重合闸配合完成，故
障前段供电恢复由主站遥控出口断路器重合闸完成。
5、馈线自动化模式
根据山东电力集团公司发布的《山东电力集团公司县域配电自动化建设技术规
范》，本方案馈线自动化选择集中型 FA模式，主站系统保留支持电压-时间型 FA模式
的功能。
（1）集中型 FA
主站系统根据各配电终端检测到的故障报警，结合变电站、开关站等的继电保护
信号、开关跳闸等故障信息，启动故障处理程序，确定故障类型和发生位置。主站系
统下令实现故障区段隔离和非故障区段的恢复供电。
（2）电压-时间型 FA
设备通过变电站一次重合（重合时间为1S）配合，“电压-时间型”分段开关就地
完成故障区段的判定及隔离，故障区段隔离后主站系统遥控变电站出线开关和联络开
关合闸，完成非故障区段的恢复供电。
（3）控制权转移
主站系统通过与 EMS系统交互操作，实现馈线自动化对变电站10kV出口开关的
控制。
扩展功能预留
本次配电自动化主站建设为以下扩展功能预留接口：
（1）电网分析应用：拓扑分析、解合环分析、潮流计算、负荷转供、状态估计、
网络重构、短路电流计算、电压/无功控制和负荷预测等。
（2）智能化功能：配电网自愈控制（包括快速仿真、预警分析等）、分布式电源
/储能装置/微电网的接入及应用、经济优化运行以及与其它智能应用系统的互动等。
系统技术指标
表 5-4系统技术指标
内容 指标
1) 热备切换时间 ＜20S
冗余性
2) 冷备切换时间 ＜5min
1) 系统年可用率 ≥%
可用性
2) 系统运行寿命 ＞10年
1) 系统中关键设备 MTBF ＞17,000h
可靠性
2) 由于偶发性故障而发生自动热启动的平均次数 ＜1次/3,600h
1) 任何服务器在任意 10s内，CPU平均负荷率 ＜35％
2) 任何用户工作站在任意 10s内，CPU平均负荷率 ＜35％
计算机资源
利用率
3) 备用空间（根区） ＞20％(或是 10G）
1) 在任何情况下系统骨干网在任意 5min内，平均负载率 ＜20%
2) 双网以分流方式运行时，每一网络的负载率 ＜15%网络负载
3) 单网运行情况下网络负载率 ＜30%
1) 信息跨越正向物理隔离时的数据传输时延 ＜3SI、Ⅲ区数据
同步 2) 信息跨越反向物理隔离时的数据传输时延 ＜20S
表 5-5系统基本功能指标
内容 指标
1) 可接入实时数据容量 ≥200,000
2) 可接入终端数 ≥10,000
3) 可接入控制量 ≥30,000
4) 可接入工作站数 ≥40
5) 历史数据保存周期 ≥3年
6) 实时数据变化更新时延 ＜1S
7) 主站系统遥控输出时延 ≤2S
8) 系统时间与标准时间日误差 ≤1S
9) 数据记录时标精度 ≤1mS
10) 85%画面调用响应时间 ≤3S
11) 事故推画面响应时间 ≤10S
12) 单次网络拓扑着色时延 ≤2S
13) 画面实时数据刷新周期 1～10S可调
14) 遥信/遥测上送主站系统的信息传送时间（光纤通信方式） ＜2S
SCADA
15) 遥信/遥测上送配电 SCADA的信息传送时间（无线通信方式） ＜10S
表 5-6系统扩展功能指标
内容 指标
1) 系统并发处理馈线故障个数 ＞10个馈线故障处
理 2) 单个馈线故障处理耗时（不含系统通讯时间） ≤5S
负荷转供 1) 单次转供策略分析耗时 ≤5S
1) 信息交互接口信息吞吐效率 ≥20kB/S
系统互联
2) 信息交互接口并发连接数 ≥5个
表 5-7系统运行指标
内容 指标
模拟量 1) 遥测综合误差 ≤%
内容 指标
2) 遥测合格率 ≥98%
状态量 1) 遥信动作正确率（年） ≥99%
1) 遥控正确率（年） ≥%
遥控
2) 遥控拒动率（年） ≤2%
软件配置清单
表 5-8配电自动化主站系统软件清单
序号 设备名称 规格和型号
单
位
数
量
备注
(一) 商用软件
1 操作系统 UNIX,随主机 套 0
2 操作系统 Windows2008Server 套 1 2个许可
3 商用数据库 ORACLE11g数据库企业版； 套 1
(二) 应用软件
支撑中间件
数据库管理
权限管理
告警服务
报表管理
人机界面
性能管理
配置管理
进程管理
1
应用支撑平
台
网络管理
套 1
数据采集
数据处理
事件顺序记录
操作与控制
防误闭锁
网络拓扑
系统时钟和对时
2
基本配电
SCADA软件
打印
套 1
变电站监控
配电网线路监控
配电设备监控
配电线路过负荷监控
3
基于地理背
景的配电
SCADA软件
配电线路环网监控
套 1
数据网上发布
报表浏览4
WEB发布软
件
权限限制
套 1
故障定位、隔离及非故障区域的恢复
故障处理安全约束5
馈线故障处
理软件
故障处理控制方式
套 1
主站集中式与就地分布式故障处理的配合
故障处理信息查询
多重事故的处理
电网拓扑模型导入、拼接
专题图生成
自动生成拓扑
6
图模库一体
化软件
图形控制和打印
套 1
7
信息交互软
件
与调度自动化系统（EMS）（实时数据）接口 套 1
硬件配置清单
表 5-9配电自动化主站系统硬件清单
序号 设备名称 规格和型号
单
位
数
量
备注
(一)
服务器/工作
站
服务器：机架式
工作站：可立可卧
1
前置数据采
集服务器
CPU主频≥，2颗 6核处理器，支持到 4颗；内存
≥16GB；
硬盘≥300GB*2RAID1SAS10KRPM 可热插拔；
网口≥8个，10/100/1000Mbps；
操作系统：LINUX
冗余电源
3年 7*24原厂服务
台 2
2
历史数据服
务器
CPU主频≥，≥4核处理器；内存≥16GB；
硬盘≥300GB*2RAID1SAS10KRPM 可热插拔；
网口≥4个，10/100/1000Mbps；
HBA卡*2，集群软件；
操作系统：UNIX
冗余电源
3年 7*24原厂服务
台 2
3
配电 SCADA
服务器
CPU主频≥，≥4核处理器；内存≥16GB；
硬盘≥300GB*2RAID1SAS10KRPM 可热插拔；
网口≥4个（≥2块网卡），10/100/1000Mbps；
操作系统：UNIX
冗余电源
3年 7*24原厂服务
台 2
4
公网数采服
务器
CPU主频≥，2颗 4核处理器；内存≥16GB；
硬盘≥300GB*2RAID1SAS10KRPM 可热插拔；
网口≥4个（≥2块网卡），10/100/1000Mbps；
操作系统：LINUX
冗余电源
3年 7*24原厂服务
台 2
5 磁盘阵列
8个 4Gb/秒光纤通道端口，24个光纤通道/FATA/SSD磁盘设备
接口；≥300GBFCHDD 光纤硬盘，15Krpm转速×8；断电保护时间
96小时；双冗余控制器
台 1
6 SAN交换机 8口 SAN光纤存储交换机 台 2
7 WEB服务器
CPU主频≥，2颗 4核处理器；内存≥16GB；
硬盘≥300GB*2RAID1SAS10KRPM 可热插拔；
网口≥4个（≥2块网卡），10/100/1000Mbps；
操作系统：LINUX
台 1
冗余电源
3年 7*24原厂服务
8 图资服务器
CPU主频≥，2颗 4核处理器；内存≥16G；
硬盘≥300GB*2RAID1SAS10KRPM 可热插拔；
网口≥4个（≥2块网卡），10/100/1000Mbps；
操作系统：WINDOWS
冗余电源
3年 7*24原厂服务
台 1
9 接口服务器
CPU主频≥，2颗 4核处理器；内存≥16G；
硬盘≥300GB*2RAID1SAS10KRPM 可热插拔；
网口≥4个（≥2块网卡），10/100/1000Mbps；
操作系统：LINUX
冗余电源
3年 7*24原厂服务
台 2
10
防病毒服务
器
CPU主频≥，2颗 4核处理器；
内存：8GB；硬盘：146GB*210Krpm可热插拔；
网卡：100/1000M网卡*2；
操作系统：WINDOWS；
网络版杀毒软件：25用户
冗余电源
3年 7*24原厂服务
台 1
11 配调工作站
CPU：1颗 IntelXeon四核；
内存：8GB；
硬盘：500GBSATA硬盘；
两个网络接口；
NVIDIA显卡（1G显存），支持双屏；
鼠标键盘；
台 2
12 维护工作站
CPU：1颗 IntelXeon四核；
内存：8GB；
硬盘：500GBSATA硬盘；
两个网络接口；
NVIDIA显卡（1G显存），支持双屏；
鼠标键盘；
台 1
13 报表工作站
CPU：1颗 IntelXeon四核；
内存：4GB；
硬盘：500GBSATA硬盘；
两个网络接口；
NVIDIA显卡；
鼠标键盘；
台 1
14 图资工作站
CPU：1颗 IntelXeon四核；
内存：4GB；
硬盘：500GBSATA硬盘；
两个网络接口；
NVIDIA显卡；
鼠标键盘；
台 2
15 液晶显示器 液晶显示器，24寸，配音箱 台 9
16 服务器机柜 服务器专用机柜（电源插座、连接附件），42U机柜 面 4
17 KVM设备
KVM设备一套（含 16端口 KVM切换器、键盘、鼠标、19寸
LCD，机架式，相关线缆）
套 1
18
单屏工作站
用延长设备
数字式单屏延长，USB接口，含音频延长 套 3
19
双屏工作站
用延长设备
数字式双屏延长，USB接口，含音频延长 套 3
20 硬件加密卡 PCI硬件加密卡（含 ECC加密软件许可） 套 2
(二) 网络设备
1 网络机柜 标准网络机柜，带 PDU2个，42U 面 2
2
主干网交换
机
48口三层千兆交换机 台 2
3
采集网交换
机
24口千兆交换机 台 2
4
无线采集网
交换机
24口千兆交换机 台 2
5
III区交换
机
24口千兆交换机 台 2
6
无线通道接
入路由器
企业级路由器 台 1
7
网络安全隔
离装置（反
向）
电力专用物理隔离，2个外网 2个内网 10/100M接口，冗余电
源
台 1
8
网络安全隔
离装置（正
向）
电力专用物理隔离，2个外网 2个内网 10/100M接口，冗余电
源
台 2
9 防火墙 4个 RJ45接口，100M，电力专用防火墙 台 1
(三) 外围设备
1 打印机 网络激光打印机（含 A3、A4及双面彩打） 台 1
2
工具、网络
线、水晶头
网线 4箱、水晶头 500个、压线工具 2套 套 1
3 卫星时钟 双天线，双时钟，一套 GPS系统，一套北斗星系统 台 1
4
远程维护拨
号 Modem
56K专用 Modem 台 1
5 拨号服务器 国网公司安全认证，专用拨号认证服务器 套 1
馈线自动化建设
建设原则
（1）建设区域内配电线路均采用“集中型”馈线自动化。
（2）主要的支线、分支线和易发生故障的用户侧馈线自动化采用分界开关，自
动隔离用户故障，避免事故波及主干线路。
（3）部分支线、分支线架空线路和不具备改造条件的电缆分支箱等采用带通信
功能的故障指示器方式，实现故障点的定位。
“集中型”馈线自动化
基本原理
主站系统根据配电终端检测到的故障告警信息，结合变电站、开关站的保护动作
信号、开关分闸等相关信息进行综合判断，启动故障处理程序，确定故障类型和故障
区段，实现故障区段隔离和非故障区段供电恢复。
对通信网络和配电终端要求
1、通信网络要求
本期采用 GPRS通信方式，并预留光纤通信接口，支持无源光网络或工业以太网
等通信方式，支持 IEC60870-5-101/104等标准通信规约。
2、配电终端要求
（1）集遥测、遥信、遥控、通信及电源管理于一体，适用于10kV配电室、环网
柜、电缆分支箱等场所。
（2）DTU/FTU软硬件可组态，硬件模块化设计，模块标准通用，某一模块的损
坏不影响其它模块及系统运行，可根据实际需求灵活扩展遥信、遥测、遥控点数。
（3）支持接入以太网交换机、无源光网络（PON）、无线等通信设备。
（4）智能化电源管理，支持电源实时监视，交流失电及电池欠压告警、电池在
线管理、电池充放电保护。
（5）电流输入具备防开路自动保护，所有输入、输出回路具有安全防护措施，
模块互换性强，拆装易操作。
（6）具备设备状态自诊断，支持远程参数维护和程序升级。
典型案例
10kV西城线—10kV南农线—10kV东北线案例分析
图5-4“集中型”馈线自动化典型案例（示意图）
下面以10kV西城线、10kV南农线和10kV东北线为例说明“集中型”馈线自动化
的实现原理。如图5-4所示。
1、F1点发生永久性故障
（1）变电站10kV出线断路器 CB2检测到故障后分闸。
（2）主站收到 CB2开关变位及事故信号后，将故障点定位在 CB2与 HK03-K2间隔
之间。
（3）主站发出遥控分闸指令，分开 HK03-K2，将故障区段隔离。
（4）隔离成功后，主站发出遥控合闸指令，合上 HK02-K2，恢复非故障区段的
供电。
2、F2点发生永久性故障
（1）变电站10kV出线断路器 CB2检测到故障后分闸。
（2）安装于 FD0018配电终端 FTU1检测到电流超限及持续失压，产生故障遥信并
上传至主站。
（3）主站收到 CB2开关变位及 FD0018的故障信号后，将故障点定位在分段开关
FD0018和分段开关 FD0019之间。
（4）主站发出遥控分闸指令，分开 FD0018和分段开关 FD0019，将故障隔离。
（5）隔离成功后，主站发出遥控合闸指令，合上出口断路器 CB2及 HK02-K2，恢
复非故障区段的供电。
用户侧馈线自动化
基本原理
在用户侧加装分界开关。用户侧发生故障时，分界开关与变电站10kV出线断路
器配合隔离故障或自主分闸隔离故障。
分界开关成套设备要求
（1）用户分界开关能快速分断相间短路和接地故障。
（2）具备自诊断、动作指示和通信功能。
（3）适应中性点不接地系统、消弧线圈并联中电阻选线接地系统、小电阻接地
系统。
（4）开关内置三相 CT和零序 CT（保护级）。
典型案例
图 5-5用户侧馈线自动化典型案例（示意图）
以10kV西城线某公司用户（F3点）发生故障为例，说明用户侧馈线自动化的基
本原理。如图5-5所示。
F3点发生永久性故障
（1）变电站10kV出线断路器 CB1检测到故障后分闸。
（2）安装于 F0020的配电终端 FTU4检测到电流超限及持续失压，产生故障遥信
并上传至主站。
（3）主站收到 CB1开关变位及 F0020分界开关的故障信号后，将故障点定位在分
界开关 F0020之后。
（4）主站发出遥控分闸指令，分开 F0020，将故障区段隔离。
（5）隔离成功后，主站发出遥控合闸指令，合上出口断路器 CB1，恢复非故障
区段的供电。
配电设备及终端建设与改造
设备建设与改造原则
（1）“集中型”FA的架空线路配置柱上真空开关；环网柜进线采用负荷开关，
出线采用断路器。
（2）易发生故障的用户侧和主要的支线和分支线加装分界开关，通过架空线连
接的高压用户安装柱上分界断路器，通过电缆连接的高压用户安装分界开关柜。
（3）自动化分段开关、联络开关要具备“三遥”功能，分界开关配置“二遥”
终端。新增设备小型化和免维护。
（4）柱上分界开关 FTU的采用 GPRS无线公网专网通信方式，通讯设备必须便于
更换、维护。
（5）建设区域内配电变压器均已安装智能采集终端，通过 GPRS公网实现运行数
据的自动采集，不再单独配置配变终端（TTU）。
（6）配电终端满足环境要求，运行可靠，安装方便，免维护，统一接口标准，
与一次设备集成。
（7）所有成套设备要求工厂化组装联调，满足电气接口、结构安装统一标准和
运行可靠性要求。
（8）设备改造宜结合配电网一次网架的建设和改造同步进行，避免重复改造施
工。
配电终端方案
配电终端有站所终端 DTU、馈线终端 FTU、故障指示器等类型，配电终端要求采
用模块化、可扩展、低功耗设计，其结构形式应满足现场安装的规范性和安全性要求，
具有明显的装置运行、通信、遥信等状态指示，支持 DL/—101、
DL/—104通信规约。
表5-10配电终端数据采集信息
类别 DTU FTU 故障指示器
终端本
体信息
终端故障信号、终端失电信号、蓄电
池欠压信号、蓄电池故障信号
终端故障信号、终端失电信
号、蓄电池欠压信号、蓄电
池故障信号
终端故障信号、终端失电信
号
遥信量
开关位置信号、开关储能状态、地刀
位置信号、当地/远方闭锁信号、线
路故障状态、保护动作信号和异常信
号
开关位置信号、开关储能状
态、手柄复位/合/分位置信
号、速断告警/闭锁信号、线
路故障状态、保护动作信号
和异常信号
线路过流故障告警信号
遥测量 Ia、Ib、Ic、Uab、Ucb、蓄电池电压
Ia、Ib、Ic、Uab、Ucb、蓄电
池电压
Ia、Ib、Ic（二遥型）
遥控量 合/分闸、蓄电池活化 合/分闸、蓄电池活化
1、DTU终端方案
模拟量采集功能：电压 Uab、Ucb，电流 Ia、Ib、Ic。数字量采集功能：每回
路不少于4个开关量接入；
事件记录及主动上报功能：记录并上报开关状态变位、馈线故障、电源故障
等情况；
控制功能：主站下发遥控命令，通过控制器执行对开关的合闸、分闸控制，
并上报相关动作信息；
过流检测功能：实时检测相间、零序过流信息并上报，配合集中型模式对故
障进行处理。
2、FTU终端方案
数据采集：可采集2个电压、3个电流、1～2个开关状态信号并可进行功率等
信息的演算；
故障检测及故障判别功能；
事件顺序记录：记录开关状态变化的时间和先后次序、馈线发生短路故障的
时间、电源发生故障的时间并上报；
控制功能：支持遥控指令的接收、执行，控制开关的分、合，并具有当地手
动控制功能及当地/远方闭锁功能；
防护等级达到 IP67级。
3、故障指示器方案
应基于电磁场及其变化的方式来获得故障检测；
应能够调整定值；
能够提供不同的方法来判别指示永久故障和瞬时性故障；
内置高性能电池，可以保证五年的免维护寿命时间，且电池易于更换；
用于单相接地故障检测的故障指示器应能满足对消弧线圈补偿接地系统的
短路故障与接地故障的精确定位。
配电设备方案
根据负荷、线路长度均等改造原则，对环网柜、电缆分支箱及柱上开关进行改造
或更换，使线路具备1～3个自动化分段开关。
（1）关键节点环网设备不具备改造条件需进行整体更换；
（2）加装自动化分段开关、环网柜和分界开关。
配置清单
表5-11一次设备及配电终端建设与改造统计表
序
号
项目
类型
项目
类别
建设与改造内容 数量 单位 备注
1 环网柜 环网柜 14 台
2 分段开关 新增 11 台
3 电缆分支箱 新增 9 台
4
一
次
设
备
柱上
开关
分界开关 新增 11 台
5 DTU 新增/更换环网柜加装 DTU 14 套 含 GPRS终端
6 分段开关（集中型） 新增 FTU 11 台
7 电缆型分界开关控制器 9 台
8
FTU
分界开关新增 FTU 11 台
含 GPRS终端
9
配
电
终
端
故障指示器 线路加装故障指示器 35 套 含 GPRS终端
配电通信网络建设
建设原则
(1)通信采用 GPRS技术无线公网专线接入方式。实现遥控功能的配电自动化终端
和依赖通信实现故障自动隔离的馈线自动化区域采用 GPRS无线通信方式。
(2)通信系统应满足安全防护要求，遵循国家电网公司《中低压配电网自动化系
统安全防护补充规定（试行）》（国家电网调［2011］168号）标准，所有通信方式，
对于遥控须使用认证加密技术进行安全防护，全面确保通信系统满足安全防护要求。
采用无线公网通信方式应符合相关安全防护和可靠性规定要求。
(3)用户配电自动化终端采用无线通信方式与主站系统通信。
通信方式分析
无线公网 GPRS：电业公司已具备光纤 VPN(虚拟专用网)专线连接，可降低网络建
设费用及周期。
建设方案
无线通信方式
配电通信建设以满足配用电信息交互的可靠性、安全性、实时性为目的，以满足
智能配用电需求和今后扩展应用为远期发展目标，采用经济合理、先进成熟的通信技
术，最终建成以 PTN为基础的高速骨干网络以及无源光网络为主、无线通信为辅的配
电通信接入网络。本期主要建设 GPRS无线公网通信网络。
无线公网 GPRS
图5-6GPRS无线公网示意图
利用运营商至电业公司机房光纤 VPN专线与配电自动化主站通信服务器连接，实
现配电自动化“一遥、二遥、三遥”终端的非实时数据、故障报文的上行传输。GPRS
终端应用 IP地址绑定和隧道技术，构建配电网 GPRS专用通信网，保证专网专用和快
速的数据交换以及网络安全、可靠。
通信电源及机房建设方案
目前东郊站、西郊站、南郊站、开发区站、丁庄站五个节点均具备-48V通信电
源，本次工程暂不考虑通信电源。电业公司现有通讯机房因面积比较小，无法满足配
网自动化主站设备安装需求，需要对通讯机房进行扩建、装修，计划投资60万元。
二次系统安全防护建设
按照《电力二次系统安全防护规定（国家电力监管委员会第5号令）》和《关于加
强配电网自动化系统安全防护工作的通知（国家电网调[2011]168号）》相关要求，二
次系统安全防护建设方案包括横向系统通信和纵向系统通信两部分，横向系统通信建
立各配电相关业务系统之间的数据交换机制，纵向系统通信建立配电自动化主站系统
和配电终端间数据交换机制。
横向系统通信
横向系统通信以满足各配电相关业务系统信息交互为目的，基于
IEC61970CIM/CIS通信接口应成为系统的基本组成部分，支持 CIS所有的通信接口标
准。
配电自动化主站部署在 I区（除 WEB部署在 III区）。配电自动化主站通过物理
隔离设备实现与 III区的隔离，包括与配电自动化主站 WEB的隔离、无线采集数据的
接入，保证外部系统不能直接访问，确保主站的安全运行。
配电自动化主站与 EMS系统同属 I区，通过访问控制策略实现互联，同时增设防
火墙。
配电自动化信息交互总线部署在 I区、III区，总线具备跨物理隔离传输功能，
实现 I区与 III区的信息交互，I区总线通过防火墙与 II区系统信息交互，接口服
务器通过防火墙与其他系统信息交互。
图 5-7系统横向安全防护示意图
纵向系统通信
纵向系统通信主要以满足主站系统与配电终端纵向通信为目标。主站系统与终端
的通信方式采用无线通信方式。安全防护分为网络入侵和数据加密两个层次，通过对
网络的入侵访问控制和数据的加密技术，构成纵向通信系统的安全防护。
1、主站系统与配电终端通信数据加密防护
主站系统的数据采集服务器安装国家电网公司认证的 PCI硬件加密卡及 ECC加密
软件，配电终端内置 ECC加密软件。对于下行遥控命令，主站系统采用私钥签名，并
使用非对称密钥对数据进行加密，终端使用同一非对称密钥解密后，采用主站公钥鉴
签。
这种加密措施是对配电主站和配电终端原始通信数据进行加密，主要解决配电通
信网络的入侵和数据模拟控制问题。
图5-8主站系统与配电终端数据通信认证加密示意图
2、无线公网通信的综合防护
采用无线公网 GPRS时选用无线加密技术，且采取（APN+VPN）逻辑隔离、访问控
制、认证加密、物理隔离等安全措施。
采用无线公网 GPRS时，启用公网自身提供的安全措施，包括：采用 APN+VPN技
术实现无线虚拟专有通道；通过认证服务器对接入终端进行身份认证和地址分配；在
主站系统和公共网络采用有线专线+GRE（通用路由封装）等手段。
图5-9无线公网通信安全解决方案组网示意图
对于无线公网通信的安全防护分为网络级和数据级。采用物理隔离技术，解决无
线公网数据采集系统对安全生产控制 I区的安全入侵风险；采用无线 VPN网和专线接
入和无线终端认证技术，解决无线网络本身的安全防护；配电终端采用 ECC数据加密
技术，解决了配电终端和无线数采系统通信数据的安全控制防护。
6 工程概算
工程投资总概算
序号 工程名称 项目内容
2012年
(万元)
总价
(万元)
1 新建及改造
2
一次网架调整
施工、设计、监理
3 改造
4 更换 75
5 新建 0
6
一次设备改造和
更换
施工、设计、监理
7 主站
8
配电主站及相关系
统 系统调试技术服务 30
9 改造 0
10 新建
11
配电终端
施工、设计、监理
12 配电自动化机房 新建 60 60
工程投资总概算
一次网架调整概算
项目内容 规模 费用（万元）
架空线路新建（千米） 450
电缆线路新建（千米）
环网柜/柱上开关
土建、设计、施工监理费
合计
一次设备改造和更换概算
项目类型
改造
(加装 CT)
(万元)
更换
(万元)
新增
(万元)
2012年
(万元)
总价
(万元)
工程合计(万
元)
环网柜 0 75 0 75 75
柱上开关 0 0
电缆分支箱 0 0
安装、调试费
一次设备合计
配电主站及相关系统概算
项目类型 项目内容
2012年
(万元)
总价
(万元)
工程合计
(万元)
系统硬件 配电自动化主站系
统 系统软件 602 602
系统调试技术服务 30 30
系统合计
配电终端概算
项目类型 项目内容 规模（台）
总价
(万元)
工程合计
(万元)
馈线终端（FTU）
新增、更换柱上开关
配置
22 44
站所终端（DTU）
环网柜、更换的电缆
分支箱、小区配电室
配置
14
故障指示器
线路加装故障指示
器
35
分界开关控制器 新增 9 18
安装、调试费
终端合计
配电自动化机房概算
项目类型 项目内容
2012年
(万元)
总价
(万元)
工程合计
(万元)
配电自动化机房 机房扩建 60 60 60
合计 60
7 实施进度计划
日期 2012年 2013年
项目 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3
1、方案编审
2、硬件采购及构筑
3、主站现场安装调试
4、主站运行
5、总线现场安装调试
6、融合各系统
配电
自动
化系
统建
设
7、系统运行
1、方案编审
2、配电通信网络设计
3、配电通信网络建设实施
4、配合系统接入调试
配电
通信
网络
建设
5、通讯线路滚动建设
1、方案编审
2、施工图设计
3、网架、线路改造实施
一次
网架
和线
路改
造 4、配电线路滚动建设
1、方案编审
2、制定配电设备、终端安装方
案
3、配电设备、终端的安装及调
试
配电
终端
及自
动化
建设
4、配电线路自动化滚动建设
验收 1、现场验收
附件 1城市中心区配电一次设备现状
1、开关站现状
城市中心区无开关站。
2、环网柜现状
序号 变电站 线路名称 设备名称 设备型号 设备厂家
1 西郊站 10kV西城线 御府花都东环网柜 HXGW-12 珠海许继
2 东郊站 10kV东南线 金彩虹环网柜 XGW1-12 珠海许继
3 东郊站 10kV东西线 人民医院环网柜 HXGW-12 珠海许继
3、电缆分支箱现状
序号 变电站 线路名称 设备名称 设备型号 设备厂家
1 东郊站 10kV东西线 粮局门口分支箱 KDSW-12 北京昆泽
2 东郊站 10kV东西线 工行门口分支箱 KDSW-12 北京昆泽
3 东郊站 10kV东西线 东街路南东分支箱 KDSW-12 北京昆泽
4 东郊站 10kV东西线 东街路南西分支箱 KDSW-12 北京昆泽
5 东郊站 10kV东西线 药材公司门口分支箱 KDSW-12 北京昆泽
6 东郊站 10kV东西线 新市街北首分支箱 KDSW-12 北京科力恒
7 东郊站 10kV东西线 鑫诺门口分支箱 KDSW-12 北京科力恒
8 东郊站 10kV东西线 谷神开发门口分支箱 KDSW-12 北京科力恒
9 东郊站 10kV东西线 医院门口分支箱 KDSW-12 北京科力恒
10 东郊站 10kV东西线 新市街路灯分支箱 KDSW-12 北京科力恒
11 东郊站 10kV东南线 商业街南首分支箱 KDSW-12 北京科力恒
12 东郊站 10kV东南线 宏祥家园门口分支箱 KDSW-12 北京科力恒
13 东郊站 10kV东南线 城关镇政府门口分支箱 KDSW-12 北京科力恒
14 东郊站 10kV东南线 农行门口分支箱 KDSW-12 北京科力恒
15 东郊站 10kV东南线 面粉厂门口分支箱 KDSW-12 北京科力恒
16 东郊站 10kV东南线 金彩虹门口分支箱 KDSW-12 北京科力恒
4、柱上开关现状
序
号
变电站 线路名称 设备名称 设备型号 设备厂家
1 南郊站 南电线 配网 220分段开关 FZW28-12 珠海许继
2 南郊站 东北线 联络开关 ZW8-12G/630 北京双杰
3 东郊站 东北线 配网 109分段开关 FZW28-12 珠海许继
4 东郊站 东北线 配网 108分段开关 FZW28-12 珠海许继
5 东郊站 东北线 配网 306分段开关 FZW28-12 珠海许继
6 东郊站 东南线 配网 301分段开关 FZW28-12 珠海许继
附件 2城市中心区一次网架改造方案
方案：（10kV南电线、东电线、东南线）
由于10k南电线供电半径过长且为单辐射，无法实现“N-1”。新配出10kV东电线，
实现10kV南电线、东南线与东电线形成两联络。
附件 3城市中心区改造前后联络接线图
图 1改造前城市中心区域联络接线图
图 2改造后城市中心区域联络接线图
附件 4城市中心区域 GPRS无线网络单元(GPRS通信模块)配置表
分段开关 分界开关 增加分段 分支箱 环网柜 开关站
序号 变电站
线路
名称
杆号 数量
名称或
干号
数量 杆号 数量 名称 数量 名称 数量 名称 数量
备注
1 西郊站 西城线 1
菜园支
线、广播
局支线
2 棉厂分支 1 防疫站 1
2 南郊站 南农线 2
冯庄支
线、商贸
城支线
2
世纪家园分支、
计生委分支、
商贸城分支、
3 烟草 1
3 南郊站 南中线 2
老干局
支线、
1 国税分支 1
、
国税局、商
贸
2
4 南郊站 南电线 1 市政 1
5 东郊站 东北线 2 #20、#38 2
水利局、盐
务局
2
6 东郊站 东西线
生资支
线、马厂
街支线
2
东关分支、医
药公司、
2
东街、医院
城、商厦
3
7 东郊站 东南线
威陵支
线、马厂
街支线
2
宏祥家园、电
业公司
2
农行、金彩
虹、城关镇
3
8 东郊站 东电线 1 马厨 1
9 东方站 东方站#1 1
10 东方站 东方站#2 1
合计 11 11 9 14
附件 5城市中心区域配电自动化工程概算
1、一次网架改造概算
项目内容 规模 费用（万元）
架空线路新建（千米） 450
电缆线路新建（千米）
环网柜/柱上开关 30
土建、设计、施工监理费
合计
2、一次设备及配电终端工程造价表
序
号
项
目
类
型
项目
类别
建设与改造内容
数
量
单位
单价
（万元）
总价
（万元）
备注
1 环网柜 改造环网柜 3 台 25 75
2 分段开关 改造 3 台
3
柱上
开关 分界开关 新增 0 台
4
电缆分支
箱
新增及改造电缆分支箱 9 台
5
一
次
设
备
安装、调试费
6 一次设备改造、更换小计
7 DTU 新增/更换环网柜加装 DTU 14 套 含 GPRS终端
8
分段开关
（集中型）
新增 FTU 11 台 2 22
9 电缆型分界开关控制器 9 台 2 18
10
FTU
分界开关新增 FTU 11 台 2 22
含 GPRS终端
11
故障指示
器
线路加装故障指示器 35 套 含 GPRS终端
12
配
电
终
端
安装、调试费
13 终端设备小计
合计
3、配电自动化主站系统工程造价表
（1）软件部分
序号 设备名称 规格和型号
单
位
数
量
单价
(万元)
总价
(万元)
备注
(一) 商用软件
1 操作系统 UNIX,随主机 套 0
2 操作系统 Windows2008Server 套 1 2 2 2个许可
3 商用数据库 ORACLE11g数据库企业版； 套 1 40 40
小计 42
(二) 应用软件
1 应用支撑平 支撑中间件 套 1 120 120
数据库管理
权限管理
告警服务
报表管理
人机界面
性能管理
配置管理
进程管理
台
网络管理
数据采集
数据处理
事件顺序记录
操作与控制
防误闭锁
网络拓扑
系统时钟和对时
2
基本配电
SCADA软件
打印
套 1 120 120
变电站监控
配电网线路监控
配电设备监控
配电线路过负荷监控
3
基于地理背
景的配电
SCADA软件
配电线路环网监控
套 1 100 100
数据网上发布
报表浏览4
WEB发布软
件
权限限制
套 1 30 30
故障定位、隔离及非故障区域的恢
复
故障处理安全约束
故障处理控制方式
主站集中式与就地分布式故障处理
的配合
故障处理信息查询
5
馈线故障处
理软件
多重事故的处理
套 1 80 80
电网拓扑模型导入、拼接
专题图生成
自动生成拓扑
6
图模库一体
化软件
图形控制和打印
套 1 80 80
7
信息交互软
件
与调度自动化系统（EMS）（实时数
据）接口
套 1 30 30
小计 560
合计 602
（2）硬件部分
序号 设备名称 规格和型号
单
位
数
量
单价
(万元)
总价
(万元)
备注
(一)
服务器/工作
站
服务器：机架式
工作站：可立可卧
1
前置数据采
集服务器
CPU主频≥，2颗 6核处理
器，支持到 4颗；内存≥16GB；
台 2 10 20
硬盘≥300GB*2RAID1SAS10KRPM 可
热插拔；
网口≥8个，10/100/1000Mbps；
操作系统：LINUX
冗余电源
3年 7*24原厂服务
2
历史数据服
务器
CPU主频≥，≥4核处理器；
内存≥16GB；
硬盘≥300GB*2RAID1SAS10KRPM 可
热插拔；
网口≥4个，10/100/1000Mbps；
HBA卡*2，集群软件；
操作系统：UNIX
冗余电源
3年 7*24原厂服务
台 2 40 80
3
配电 SCADA
服务器
CPU主频≥，≥4核处理器；
内存≥16GB；
硬盘≥300GB*2RAID1SAS10KRPM 可
热插拔；
网口≥4个（≥2块网卡），
10/100/1000Mbps；
操作系统：UNIX
冗余电源
3年 7*24原厂服务
台 2 35 70
4
公网数采服
务器
CPU主频≥，2颗 4核处理
器；内存≥16GB；
硬盘≥300GB*2RAID1SAS10KRPM 可
热插拔；
网口≥4个（≥2块网卡），
10/100/1000Mbps；
操作系统：LINUX
冗余电源
3年 7*24原厂服务
台 2 5 10
5 磁盘阵列
8个 4Gb/秒光纤通道端口，24个光
纤通道/FATA/SSD磁盘设备接口；
≥300GBFCHDD 光纤硬盘，15Krpm转
速×8；断电保护时间 96小时；双冗
余控制器
台 1 20 20
6 SAN交换机 8口 SAN光纤存储交换机 台 2 5 10
7 WEB服务器
CPU主频≥，2颗 4核处理
器；内存≥16GB；
硬盘≥300GB*2RAID1SAS10KRPM 可
热插拔；
网口≥4个（≥2块网卡），
10/100/1000Mbps；
操作系统：LINUX
冗余电源
3年 7*24原厂服务
台 1 5 5
8 图资服务器
CPU主频≥，2颗 4核处理
器；内存≥16G；
硬盘≥300GB*2RAID1SAS10KRPM 可
热插拔；
网口≥4个（≥2块网卡），
台 1 5 5
10/100/1000Mbps；
操作系统：WINDOWS
冗余电源
3年 7*24原厂服务
9 接口服务器
CPU主频≥，2颗 4核处理
器；内存≥16G；
硬盘≥300GB*2RAID1SAS10KRPM 可
热插拔；
网口≥4个（≥2块网卡），
10/100/1000Mbps；
操作系统：LINUX
冗余电源
3年 7*24原厂服务
台 2 5 10
10
防病毒服务
器
CPU主频≥，2颗 4核处理
器；
内存：8GB；硬盘：146GB*210Krpm
可热插拔；
网卡：100/1000M网卡*2；
操作系统：WINDOWS；
网络版杀毒软件：25用户
冗余电源
3年 7*24原厂服务
台 1 5 5
11 配调工作站
CPU：1颗 IntelXeon四核；
内存：8GB；
硬盘：500GBSATA硬盘；
两个网络接口；
NVIDIA显卡（1G显存），支持双屏；
鼠标键盘；
台 2 4 8
12 维护工作站
CPU：1颗 IntelXeon四核；
内存：8GB；
硬盘：500GBSATA硬盘；
两个网络接口；
NVIDIA显卡（1G显存），支持双屏；
鼠标键盘；
台 1 4 4
13 报表工作站
CPU：1颗 IntelXeon四核；
内存：4GB；
硬盘：500GBSATA硬盘；
两个网络接口；
NVIDIA显卡；
鼠标键盘；
台 1 3 3
14 图资工作站
CPU：1颗 IntelXeon四核；
内存：4GB；
硬盘：500GBSATA硬盘；
两个网络接口；
NVIDIA显卡；
鼠标键盘；
台 2 3 6
15 液晶显示器 液晶显示器，24寸，配音箱 台 9
16 服务器机柜
服务器专用机柜（电源插座、连接
附件），42U机柜。
面 4 3 12
17 KVM设备
KVM设备一套（含 16端口 KVM切换
器、键盘、鼠标、19寸 LCD，机架
式，相关线缆）
套 1 2 2
18 单屏工作站 数字式单屏延长，USB接口，含音频 套 3 1 3
用延长设备 延长
19
双屏工作站
用延长设备
数字式双屏延长，USB接口，含音频
延长
套 3
20 硬件加密卡
PCI硬件加密卡（含 ECC加密软件许
可）
套 2 15 30
小计
(二) 网络设备
1 网络机柜 标准网络机柜，带 PDU2个，42U 面 2 2 4
2
主干网交换
机
48口三层千兆交换机 台 2 4 8
3
采集网交换
机
24口千兆交换机 台 2 2 4
4
无线采集网
交换机
24口千兆交换机 台 2 2 4
5
III区交换
机
24口千兆交换机 台 2 2 4
6
无线通道接
入路由器
企业级路由器 台 1 4 4
7
网络安全隔
离装置（反
向）
电力专用物理隔离，2个外网 2个内
网 10/100M接口，冗余电源
台 1 6 6
8
网络安全隔
离装置（正
向）
电力专用物理隔离，2个外网 2个内
网 10/100M接口，冗余电源
台 2 6 12
9 防火墙
4个 RJ45接口，100M，电力专用防
火墙
台 1
小计
(三) 外围设备
1 打印机
网络激光打印机（含 A3、A4及双面
彩打）
台 1 3 3
2
工具、网络
线、水晶头
网线 4箱、水晶头 500个、压线工
具 2套
套 1
3 卫星时钟
双天线，双时钟，一套 GPS系统，
一套北斗星系统
台 1 3 3
4
远程维护拨
号 Modem
56K专用 Modem 台 1
5 拨号服务器
国网公司安全认证，专用拨号认证
服务器
套 1 10 10
小计
合计
4、系统调试技术服务
序号 设备名称 规格和型号
单
位
数
量
单价
(万元)
总价
(万元)
备注
工程化
1 第一次设联会 人×天：5×5 套 1 5 5
2 第二次设联会 人×天：5×5 套 1 5 5
3 技术培训 人×天：5×5 套 1 5 5
4 出厂验收 人×天：5×3 套 1 5 5
5 终端接入调试 终端接入调试 套 1 10 10
合计 30
5、配电自动化机房设备清单
序号 设备名称 规格型号 单位 数量
单价
（万元）
总价
（万元）
备注
1 机房扩建 60 60
原有机房面积不足，需要扩建、
装修。
总计 60
附件 6城市中心区域改造前后地理接线图
图 1城市中心区域改造前地理接线图
图 2城市中心区域改造后地理接线图
