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（7）配电网SCADA的基本监控对象为变电站10kV出线断路器及以下配电网的环网断路器、分段断路器、开闭所、公用配电变压器和电力用户，这些监控对象除了集中在变电站的设备，还包括大量的分布在馈电线沿线的设备(如柱上变压器、柱上断路器、刀开关等)，数据点多、分散，且每点信息量少，所以采集信息比输电网困难。

配电网 SCADA监控的主要对象包括:

（1）10kV线路的分段断路器、联络断路器的监控。监视的内容主要有开关状态、三相电流、三相电压、有功功率、无功功率、故障电流；控制的内容有负荷开关、网络开关的遥控等。

（2）10kV配电变压器的监控。主要通过变压器监测终端(TTU)进行监视，监控的内容包括配电变压器的有功功率、无功功率、电流、分接头位置等信息。

（3）10kV开闭所和重要配电变电站的监控。主要通过远方终端 RTU监控，监视的主要内容有断路器状态、母线电压、进出线功率和电流、配电变压器功率和电流等信息，进行断路器动作的遥控操作。

（4）110kV变电站中的10kV出线。监视的主要内容包括出线的有功功率、无功功率、三相电流、三相电压、功率因数等。

随着配电网从传统模型向智能化模式的发展，对配电网SCADA提出了更高的要求。智能配电网(SDG)应具有良好的可测性，能够实现配电网全局的“可视化”管理，这就要求配电网SCADA采集的数据更为全面、完整，除常规遥测、遥信与故障检测信息外，还包括设备运行状态等数据。DER与DFACTS 设备的广泛应用，使SDG成为一个功率双向流动的复杂有源网络，必须使用快速仿真模拟等高级应用软件，以对其进行有效的控制与管理。为保证高级应用软件的运行效果，要求配电网SCADA能够实现高精度同步数据采集,并提供电压和电流的相量信息。

3.2.2配电网SCADA基本功能

由中国电机工程学会城市供电专业委员会发布的《配电系统自动化规划设计导则》把配电网 SCADA分为常规功能和非常规功能两部分。常规功能包括数据采集(遥测、遥信)、报警、状态监测、遥控、遥调、事件顺序记录、统计计算、趋势曲线、事故追忆、历史数据的存储和制表打印。非常规功能为配电网SCADA系统特有的一些功能，包括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。

具体来说，配电网 SCADA具有以下丰富的功能:

(1)数据采集。实现配电网实时准实时运行信息采集，将处理后的数据提供给实时数据库，并按照应用下达的指令实现对远方配电终端的控制功能。

(2)数据处理。主要包括以下内容:

1)模拟量处理;

2)状态量处理;

3)非测数据处理，非遥测数据指手动输入的数据或者是基于遥测点和其他非遥测点而计算出的数据;

4)统计计算功能;

5）脉冲量处理;

6)统计计算功能。

(3)事项及告警处理。

(4)遥控功能，主要包括遥控操作和序列控制两项内容。

(5)数据库管理功能。数据库应按照IEC61968进行封装和显示，实现数据内容的层次化、对象化。数据库应具有以下功能:

1)提供数据维护工具，可在线查阅、修改数据库内的各种数据，并确保系统各节点数据一致性;

2)提供通用、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;

3)具有准程序接口(API)和基于SQL标准的数据库接口;

4）提供态、测试态、研究态等运行方式数据库；

5)数据库中每一点均可按选定存储周期保存，历史数据库维护工具简单易用

6)记录数据修改前后的内容、操作节点、操作员姓名、修改时间等信息。

(6)事件顺序记录功能。电力系统如有故障发生，通常是由多个继电保护和断路器先后动作。将这些动作的先后顺序和次数用毫秒级时间标记并记录下来，以供及时分析和判断故障，这对调度人员及时作出应对策略具有重要作用。事件顺序记录的主要指标是动作时间分辨率，分为站内动作时间分辨率和站间动作时间分辨率两类。前者由 RTU 保证，一般可以做到lms;后者由RTU和整个系统对时来保证，可达到10~20ms

(7)事件顺序追忆功能。事件顺序追忆是数据处理的增强功能，通过采集数据模拟量、开关量等，完整、准确地记录和保存电网的事故状态，使调度员在一个特定的事件(扰动)发生后，可以重新显示扰动前后系统的运行情况和状态，以进行必要的分析。时间段长度可由远动维护人员在系统参数库软件中修改，事故前的追忆点数和事故后的延续点数都可在参数库中修改，事故追忆的结果自动存盘，以供事后分析。

1)事件追忆启动。当事先定义的事件条件满足后，系统就激发事故追忆程序，用于记录事故发生前后一段时间内系统的实时运行状态，包括多个电力系统的实时断面及断面之间的所有事件。其他

2)事故重演。调度人员可以通过调度工作站进行事故重演，包括可以同时运行实时画面，可以选择已经记录的时段中的任一小段时间内的电力状态进行重演，可以设定选定的小时间段中的任意时刻作为事故重演的起始时间，可以设定事故重演的速度，可以随时暂停正在进行的事故重演，也可以重新选定一个短时间段的系统状态进行重演。

3)事故分析。可以选择要分析的对象，可以选择已经记录的各个时段的任一短时间段的系统进行分析，可以将这些被分析对象的状态及其发生时间作为分析的结果，在工作站画面上显示出来，或者作为文件保存或打印输出。

(8)人机会话功能。人机界面要能提供方便、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、屏幕显示信息准确等特点。

(9)报表功能。电力系统报表可由配电系统的MIS、SCADA等系统的报表功能产生，但传统报表的普遍缺点是工作量大，或是局限于系统软件开发时的几种报表格式，不能随用户的需求变化实现报表格式和内容的动态变化，而且报表系统应用周期短，后期维护工作繁重，无法满足电力系统实时化、智能化的要求。

(10)系统时钟和对时。

1)主站系统采用GPS时钟对时，可以有多种时钟源。

2)对接收的时钟信号正确性具有安全保护措施。

3)可人工设置系统时间，定时(用户可调)对配电子站、配电终端对时。4)主站各节点的时间保持一致。

(11)系统管理。

1)权限管理。提供按权限进行访问控制的功能。应该有责任区、角色的划分，有完善的用户名及密码管理措施。

2)系统资源管理。能够实现Ⅰ、Ⅲ区系统(Web)内的所有计算机CPU资源、设备状况、存储资源、网络资源、系统进程的监测和告警，对网络交换机等设备的工况以及网络流量等进行监视。

3)备份管理。自动备份系统数据库，数据库故障时可进行快速恢复。

4）日志管理。对重要事件如开关操作、系统故障都记录保存，并可方便地进行查询。

5)终端管理。远程终端参数查询、设置、设备初始化，可远程升级终端软件及对终端进行维护。可监视、统计终端运行状况，提供终端状态维护表并建立相应的维护记录。

(12)打印功能。

1)支持定时和召唤打印各种实时和历史报表，定时打印时间可调整设定，支持报表批量打印。

2)支持实时打印各种电网事项和系统事项，召唤打印历史事项。

3)支持各类电网图形、监控图形、统计信息图表、统计查询结果、参数表打印，支持屏幕硬拷贝打印。

4)支持反色、黑白、彩色打印，可缩放、拼接打印，支持宽幅大型图的打印。

3.2.3配电网SCADA系统实现形式

配电网数据采集和监控系统(简称SCADA系统)的结构如图3-6所示，它由配电网络终端设备、通信网络和中心工作站三部分组成。

图3-6 配电网SCADA系统的结构

(1)配电网络终端设备。配电网络终端设备是指硬件层上的各种数据采集设备，如RTU、FTU/TTU/PLC 及各种智能保护设备、控制设备等，位于远方现场，主要实现数据采集、调节、信息上传和本地控制等功能。

(2)通信网络。系统的通信网络主要用于RTU与中心站通信及与其他TU通信。链路种类有无线、有线、微波和光纤四种。RTU可支持的通信方式有中心站触发和 RTU 触发两种。可靠的通信网络是配电自动化的必要条件，实时性是通信网络的特点。

(3)中心工作站。由于配电自动化系统的系统测控对象既包含较大容量的开关站和小区变压器，又包括数量级多且单位容量很小的户外分段断路器，因此宜将分散的户外分段断路器控制器集结成若干个后再上传到中心主站。若分散的点数太多，甚至可以作多次集结。所以中心工作站是一个局域网，可包括控制中心主站、多个区域工作站和支持网络功能的设备，以完成不同的工作。

(4)子站。子站又称区域工作站，它实际上是一个集中和转发装置，既通过查询向各现场终端收集查询信息、存入实时数据库中，又负责向控制中心站上报信息。区域工作站的设置可以采取以下两种方式:

1)按距离远近划分小区，将区域工作站设置在距小区中所有测控对象(包括 FTU、TTU和开闭所、配电变电站 RTU)均较近的位置。这种方式适合于配电网比较密集，并且采用电缆或者光纤作为通信通道的情形。

2)将区域工作站设置在为该配电网供电的110kV变电站内。这种方式适合于配电网比较狭长，并且采用配电线载波作通道的情形。