标准号：DL/T 390-2016
标准名称：县域配电自动化技术导则
英文名称：Technical guide of distribution automation for county
标准格式：PDF
发布时间：2016-01-07
实施时间：2016-06-01
标准大小：1.33M
标准介绍：1范围
本标准规定了县级供电企业配电自动化系统架构、功能、技术要求以及馈线自动化实现方式等。
本标准适用于县级供电企业中压配电网配电自动化规划、设计、建设和改造。
2规范性引用文件
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修改单)适用于本文件。
GB1984-2014高压交流断路器
GB3804-2004 3.6kV-40.5kV高压交流负荷开关
GB25284-2010 12kV~40.5kV高压交流自动重合器
DL/T406-2010交流自动分段器订货技术条件 社会城镇化进程的推进与智能电网的发展对县级供电企业配电自动化技术提出了新的要求，因此为进一步有效指导县级供电企业配电自动化建设与改造相关工作的开展，推进县级供电企业所辖配电网的自动化程度，对DLT3902010《县城配电网自动化技术导则》进行修订。
本标准修订时在总结标准以往执行情况和配电自动化实践经验的基础上，广泛征求了科研院所、制造厂商及运行单位的意见。本次修订与原标准相比，主要变化如下：
标准名称由《县城配电自动化技术导则》更名为《县域配电自动化技术导则》；
引用了国家发展和改革委员会第14号令，在信息安全方面的内容符合国家最新规定引用了近3年来的相关国家标准和行业标准；
明确提出了3种配电主站建设模式；
明确提出了馈线自动化的2种类型5种实现方式。
本标准实施后代替DL/T390-2010

ICS 29.240.01
备案号：53872-2016
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中华人民共和国电厅行业标准
DL/T 390—2016
代替DL/T3902010
县域配电自动化技术导则
Technical guide of distribution automation for county2016-01.07发布
国家能源局
2016-06-01实施
2规范性引用义伴
3术语、定义和缩略语
4基本原则
5系统架构
6　建设方式
7技术指标
附录A（规范性附录）
配电主站功能置
附录B（规范性附录）
配电终端功能曲置
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DL / T 390 2016
DL/T 390 -
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社会城镇化进程的推进与智能电网的发展对县级供电企业配电白动化技术提出了新的要求，因此，为进一步有效指导县级供电企业配电自动化建设与改造相关工作的开展，推进尽级供电企业所辖配中网的白动化程度，对LDL/F390一2010《县城配中网自动化技术导则》进行修订。本标准修订时在总结标准以往执行情况和配电月动化实践经验的基础上，广泛征求了科研院所、制造厂商及运行单位的意见。本次修订与原标准相比，上要变化如下：一标准名称由《县城配电自动化技术导则》更名为《县域配电自动化技术导则》；引用了国家发展和改芊委员会第14号令，在信息安全方面的内容符合国家最新规定：引用了近3年来的相关国家标准和行业标准：明确提出了3种配电主站建设模式；明确提出了馈线白动化的2种类型5种实现方式。本标准实施质代替DLT390—2010本标准的附录 A、附录B是规范性附录。本标由中国电力企业联合会提出：本标准由电力行业农村电4（化标准化技术委员会归口并负责解释。本标准主要起单位：中国电力科学研究院。本标淮参与起单位：国网山东省电力公司、国网浙汀杭州市余杭区供电公司、国网湖南省电力公司、国网重庆市电力公司、国网大津市电力公司。本标淮丰要起草人：盛万兴、史常凯、张波、房牧、李题印、朱亮、冷华、刘志宏、葛荣刚、李二霞、周勐。
本标准代替的DL/T390—2010-于2011年1月9日首次发布，本次为第-次修讨。本标准在执行过程中的意州或建议反馈至中国电力企业联合会标准化管理中心（北京市白广路二条号，100761）。
1范围
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DL/T 390—2016
县域配电自动化技术导则
木标准规定了县级供电个业电自动化系统架构、功能、技术要求以及馈线自动化实现方式等：本标准适用卡县级供电企业中压配电网配电自动化规划、设计、建设和改造2规范性引用文件
下列文件对于木文件的应用是必不可少的：凡是注H期的引用文件，仅注口期的版本适用丁本文件，凡是不注日期的引用文件，其最新版木（包括所有的修改单）适用于本文行。GB1984—-204高F交流断路器
GB3804—20043.6kV-40.5kV尚！k交流负荷元关GB25284—201012kV～40.5kV高账交流自动重合器DL/T406—2010交流白动分段器订货技术条件DL江 599城市中低压配电网改造技术导则DL江634.5101远动设备及系统第5101部分：传输规约基本远动任务配套标准DL江634.5104远动设备及系统第5-104部分：传输规约采用标准传输协议集的IHC60870-5—101网络访问
DL江721—2013电自动化远方终端DL813—200212kV高压交流自动重合器技术条件DL/T814—2013配电自动化系统技术规范DL/T860变电站通信网络和系统
DLT890能量管埋系统应川程序接口DLT1080电力企业应集成配电管理的系统接1DL/T1406—2015配电自动化技术导则DL/T5709一2014配电月动化规划设导则国家发展和1改革委员会第14号令《电力监控系统安全防护规定3术语、定义和缩略语
3.1术语和定义
下列术语和定义适用于木文件。3.1.1
配电自动化distribution automation电白动化以一次网架和设备为基础，综合利用计算机、信息及通信等技术，并可通过与相关应用系统的信息集成，实现对而电网的监测、控制和快速故障隔离、3.1.2
配电自动化系统distribution autonation system实现曲!电网运行监视和控制的自动化系统，其备配中SCADA（supervisorycontroland dataacquisiion）、故障处理、分析应用及与相关应川系统互联等动能，主要由配电白动化系统主站、配电口I
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动化系统子站（可选）、配电白动化远方终端和通信通道等部分组成。3.1.3
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配电自动化系统主站master station of distribution automation system主要实现配出网数据采与临控等基本功能利分析应用等扩展功能，简称配中主站。3.1.4
配电自动化远方终端·remote terminalunit of distribution antomation安装在配电网的各种远方监测、控制单元的总称，完成数据采集、控制和通信等功能，主要包括馈线终端、站所终端、配变终端等，简称配电口动化终端、配电终端。3.1.5
馈线终端fceder terminalunit，FTU安装在施电网架空线路杆塔等处具有遥信、遥测，遥控利馈线白动化功能的配屯自动化终端。3.1.6
站所终端distribution terminal unit，DTu安装在靶电网开关站、配电室、坏网柜、箱式变电站等处具有遥信、遥测、遥控和馈线自动化功能的配电白动化终端。
配变终端transformer terminal unit，ITu用于配电变压器的各种运行参数的监视、测量利保护的配电白动化繁端，3.1.8
配电自动化子站slavc station of distribution automation配电自动化系统的中间层设备，实现所辖范围内的信息汇集，处理或故障处理，通信监视等功能简称配电子站。
馈线自动化fe心derautomation，FA利自动化装置或系统，监测配电网的运行状况，及时发现配电网故障，进行故障定位、隔离和恢复对非故障区域的供电。根据改障处埋过程是否经配电主站参与，分为集中型馈线动化与就地型馈线自动化2种类型。
3.2缩略语
下列缩略语适川于本文件。
邂：遥信
遥：遥信、遥测
三遥：遥信、遥测、遥挤
4基本原则
4.1配电自动化以提高供电可靠性、改普供电质量、提升运行管理水平和供电服务能力为目的，按照因地制宜、实经济、适度超前的原则进行统筹规划，分区域、分阶段实施。4.2配电自动化与配电网建设改造应同步规划，具备条件时应同步设计、同步建设、同步投运.4.3配中自动化应综合考虑配电线路、开关设备和通信网络情况，合理选择耐;中白动化系统配置与馈线自动化实现方式，宜采而技术成熟、免（少）维护、节能环保的设备：4.4配电自动化应充分利现有通信资源，结合配电网业务发展需求和通信技术发展趋势，统一规划，分步实施，避免重复建设。
4.5配电自动化建设应支持分布式能源及储能装置接入等配电网智能化业务扩展需求。2
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4.6配电白动化建设应满足国家发展和改革委员会第14号令《电力监控系统安全防扩规定》等相关一次安企防护要求。
5系统架构
配中自动化系统由配电主站、配电终端、配电了站（可逃）和通信通道组成，-般采用2层结构（剧站层和终端设备层；在选用子站时，可采用3层结构（即丰站层、子站层和终端设备层）也可采川开关设备问朴互配合进行故障处理的无工站模式。配中自动化系统渠构参见图1。
调度白动化
配电了站
资端通信接入网
地理信息
配电站
骨上信
FTU配合DTU 配合DTU
6建设方式
开关调
环网相
生产管理
配电子站
（可选）
终端通信接入网
配电自动化系统架构
配电自动化的建设模式主要分为士站模式与无主站模式（不建设主站，仪依节就地型馈线白动化方式实现故障处理），主站模式通过配电七站实现SCADA等基本功能及扩展动能，故障快速处理可以采川集中型或就地型馈线白动化方式实现：无上站模式主要通过开关终端设各的相互卧调配介实现就地兜馈线自动化：
6.1馈线自动化
总体要求
馈线白动化的实施H标是有效减小故障停中范围、缩知故障处理时间，提高放障处理效率。馈线白动化应能适应各种配电网结构，能够对水久故障、瞬时故障等各种故障类型进行处理，b)
故障处筑略应能适应配电网运行方式的变化，馈线白动化应与纲电保护、安全自动装置（重仑剂、备自投等）协调配：d
当自动化设备异常或故障时，应尽量减少配中网故障影响范围。实现方式
6.1.2.1集中型馈线自动化
集中型锁线白动化是指通过剂电上站与配电终端机互配个，实现！电线路的放障定位、故障隔离利恢复非故障区域供电的馈线口动化处理模式：可分为全自动和半口动2种双现方式：3
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a）全白动方式：配电主站通过快速收集区域内配电终端的信息，判断配电网运行状态，集中进行故障识别、定位，配电上站根据故障处理策略白动完成故障隔离和非故障区域恢复供电。b）半口动方式：配电主站通过收集区域内配电终端的信息，判断配电网运行状态，集中进行故障识别、定位，由人工介入完成故障隔离和非故障区域恢复供电。6.1.2.2就地型馈线自动化
就地型馈线白动化足指不依赖配电自动化主站，通过终端相互通信、逻辑配合或时序配合，完成故障区域定位、隔离及非故障区域恢复供电的馈线白动化处理模式，就地型馈线自动化分为智能分布式、重合器方式以及其他方式：
\）智能分布式：通过配电终端之间相通信与逻辑配合，实现故障隔离和非故障区域恢复供电并可根据露要将故障处理的结果上报给配电主站。b）重合器方式：在故障发生时，通过线路重合器与分段器之间的逻辑配合和时序配合，实现线路故障的就地识别、隔离和非故障线路恢复供电。具体又主要包括重介器一中流时间型分段器模式与重合器一电压时问型分段器模式。c）其他方式：通过采用安装具备远传功能故障指示器实现故障快速定位，或采用自动分界开关等其他方式实现故障定位、隔离功能的故障处埋方式。6.1.2.3馈线自动化实施原则
应综合考虑实施区域的供电可靠性要求、网架结构、一次设备现状及通信条件等情况，合埋选择馈线自动化实现模式其设计应满足如下要求：供电可靠性要求高、满足负荷转供要求、通信通道满足遥控要求且开关设备具备电动操动机构a)
的配电线路，可采用集中型全自动方式。供电可靠性要求高，但通信通道不满足遥控费求或升关设备不具备电动操动机构的配电线路，b
可采用集中型半自动方式。
供电可靠性要求高、满足负荷转供要求且开关设备具备电动操动机构，但配电主站与配电终端不具备通信通道或通信通道性能不满足遥控要求的架空配电线路，可采用就地型重合器方式。供电可靠性要求高、满足负荷转供要求且开关设备具备电动操动机构，配电终端之问具备对等d)
通信条件的配电线路，可采用就地型智能分布式。供电可靠性要求不高，故障多发的架空线路，宜采用就地型重合器方式。c）
配置断路器的用户馈出线及分支馈出线可采用自动分界开关方式建设，防止用户故障及分支故障影响主干线路供电可靠性。
对供电可靠性要求一般的配电线路宜以实现故障快速定位和故障信息白动远传功能为主。6.2配电主站
总体要求
配上站应构建在标准、通用的软硬件基础乎台上，满足订靠性、可门性、扩展性和安全性等要求，根据各地区的配电网规模、建设模式等情况选择和配置软硬件。配电主站上要设备应采用双机、双网几余配置，满可靠性和系统性能指标要求。配电工站应有安全、可靠的供电电源保障。c
服务器与工作站宜采用UNIX/LINUX操作系统和成熟叫靠的支撑和应川软件，满足相关技不d
标准和规范要求。
宜依据地区供电可靠性需求、配电网规模、接入容量等合理配置主站规模和功能模块。e)
主站典型建设模式
6.2.2.1独立主站模式
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县级供电企业单独建设配电自动化上站实现对配电网的监控以及故障处理。独立主站模式见图2：地区调度
H动化系统
自动化系统
地区配电
自动化士站
其级配电
自动化士站
图2独立主站模式
6.2.2.2 地县一体化模式
县级供电企业不单独建设配电主站，通过将地市级配电主站逊行扩展，以远程工作站方式实现县级配电自动化功能：地县-一体化模式见图3。地区调度
自动化系统
县级调度
白动化系统
地区配电
H动化系统
县级远程
上作站
图3地县一体化模式
6.2.2.3调配一体化模式
县级供电个业基于谢度白动化系统，实现配电自动化功能。调配-体化模式详见图4，地区调度
白动化系统
县级调度白动化系统
配电主站功能
图4调配体化模式
6.2.3硬件配置
配电王站硬件上要包括：数据库服务器、SCADA服务器、前置采集服务器、接口服务器、应用服务器、磁盘阵列、Web服务器以及配调工作站、维护工作站、一次安伞防护装置、网络设备、对时装胃及相关外设等，根系统可靠性需求，对硬件设备合班配置。6.2.4软件配置
配电上站功能分为公共平台服务，配电SCADA功能、馈线故障处理、网络分析应用利智能化功能5
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这些功能又可以归类为基本功能和扩展功能。具体功能应符合DL/T814标准要求，参见附录A。基本功能主要包括：数据采集、数据处理、事件顺序记录、事故追忆/回放、系统时问同步、挖a)
制与操作、防误闭锁、故障定位、配电终端在线管理和配中通信网络工况监视、与上：级网调度白动化系统（一般指地调HMS）互联、网络拓扑着色、馈线故障处理等：b）护展功能主要包括：通过系统间互联，整合相关信息，扩展综合性应用等与其他应用系统互联及万动化应用：网络拓扑分析、状态估计、潮流计算、合坏分析、负荷转供、负预测等配中网分析应用：配电网白愈（快述仿真、预警分析）、计及分布式电源/储能装置的运行控制及应用、经济优化运行以及与其他智能应用系统的互动等智能化功能，6.3配电终端
6.3.1总体要求
配电终端应满足高可靠、易安装、免维扩！、低功耗的要求，并应提供标准通信接口，以节建a)
设投资、降低运维要求，提高投资效益。应根据供电区域类别，线路类型、并关设备条件，配变类型，通信条件及监控需求，灵活选择b）
故障处理模式，合埋配置配电端设备。对供电可靠性要求较高的线路可适量配置带遥控功能的终端。)
配电终端主电源宜采用单独安装电压感器或就近从低压电网取电方式，也可采用电流互感器d)
方式或其他新能源供电方式，同时应配置免维后备电源：供电电源应满足终端运行、操作控制和通信设备供电需求。
6.3.2终端功能
配电终端功能满足以下要求：
配电终端功能应符合DL/T721标准要求，具体功能参见附录B。a)
配电终端应支持符合 DL/T 634标准的 101、104通信规约，宜支持符合 DL/T 860标准（1ECb)
61850）的协议。
配电终端应具备硬件异常月诊断和告警、远端对时、远程管理等功能。配变终端宜满足配变高低压侧数据监测、存储、远传，以及保护、控制、电能质量管理、程序d)
远程下装等相关功能：
配电终端应具备状态量采集防抖功能，并支持上转带时标的遥信变位信息根据实际需要，可扩展配电终端功能，支持单相接地故障检测、判断、定位，以及配变监测、f)
电能质量监测、配电网保护等功能。6.3.3配置原则
配电终端配置原则如下：
配电终端应根据可靠性需求、网架结构和设备状况，面向不同的应用对象选择相应的终端类型。a)
对丁供电可靠性要求相对较高的供电区域，宜以“二遥”终端为主，适当配置“三遥”终端，b）
刘丁部分供电可靠性要求很高的供电区域适度提高“三遥”终端配置比例，以快速隔离故障和恢复健全区域供电。
e）对丁普通供电区域，宜以“二遥”终端为主，联络并关利特别重要的分段开关也可适度配置“三遥”端，
d）对丁供电可靠性要求高丁本供电区域的重要用户，宦对该用户所在线路采取以上相适应的终端配置原则，并对线路其他用户加装白动分界开关。6
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e）在具备保护延时级差配合条件的高放障率架空支线可！置断路器，并配备，具有木地保护和重合闸功能的“一遥”终端，以实现改障支线的快速切除，同时不影响主干线其余负荷。6.4通信方式
6.4.1总体要求
配电通信建设应以满足数据传输可靠性、安全性、实时性要求为原则，采用经济合理、先进成熟的通信技术
配电通信网建设应因地制宜，合理选择通信方式，配电骨十层通信网应充分利川现有电力专用b）
通信网络：配电接入通信网络可采用无线公网、光红专网、有线公网、电力线载波、无线专网等多种通信方式。
心）宜实现对配电通信网中各类设备、多种逆信方式的统网管，有效提升对电通信接入网的标准化管理水乎
具备遥控功能的配电终端宜采用专网通信方式，配电通信采用光网络时应使川专用纤芯。d)
配电通信建设应满足国家发展和改芊委员公第14号令等中力二次系统安全防护等有关规定。e)
6.4.2组网方式及要求
a）有线通信方式主要包括光纤通信、中力线载波通信2种：无线通信方式要包括无线专网、无线公网2种：
对于“二遥”终端覆盖率较高区域，立优先采用无源光网络（xPON）或工业以太网，对丁光纤b）
无法覆盖的区域，可采川电力线载波、无线公网等方式；对于“一遥”、“一遥”终端覆区域，宜采用无线公网通信方式。
采用xPON技术，光线路终端（OLT）布置在站室内，接入骨T通信网：光网络单元（ONU）端口、通道立采用几余方或建设ONU应支持双PON口，双MAC地址，至少满足4个10M/100M以太网电口、2个RS232/485d)
中行接叫的接入要求，
采用工业以太网技术，习聚交换机穴配置在站室内，接入觉下通信网；工业以太网应使用坏网e）
结构，其备全保护自愈功能。
采用无线公网技术时，采用基于VPV的纠网方式，并支持用户优先级管理。f
g）无线专网可采用230MHIz复用等技术，7技术指标
7.1系统主要技术指标
配电自动化系统主要技术指标要求见表1。表1配电自动化系统主要技术指标内溶容
模拟量
状态量
1）逛派综合误差
2）遥祺合格率
遥信动作确率（年)
遥控正确率
≥98%
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系统响应时间
表1（续）
1）开关量变位传递到主站
2）遥控执行间
：1）平均无故障时间
2）平均在线率
配电主站主要技术指标
配中主站主要技术指标要求见表2。表2配电主站主要技术指标
完余性
可用性
计算机资源负载率
系统节点分布wwW.bzxz.Net
I、Ⅲ区数据同步
画面调阅响应时间
配电SCADA
馈线故障处理
负荷转供
1）热备切换时间
2）冷备切换时间
主站系统设备年可用率
1）CPU平均负载率（任意5min内）2）备用空间（根区）
1）可接入工作站数
2）可接入分布式数据采集的片区数1）信息通过正问物理隔离时的数据传输时延2）信息通过反向物理随离时的数据传输时延1）90%面
2）其他画面
1）可接入实时数据容量
2）可接入终端数（每组分布式前置）3）可接入控
4）实时数据变化更新时娅
5）主站遥控输时延
6）事件记录分辨率
7）历史数据保荐周期
8）事故推面面响应时间
9）单次网络拓扑着色时延
1）系统并发处理赞线故障个数
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30s（各种通信方式）
50 000h
：40%
≤20%（或是10G)
100 000
2）单个馈线故障处理耗时（不含系统通信时问）单次转供策略分析耗时
数据库
数据备份
与恢复
彩态多应
用服务
极限管理
告警服务
报表竹璀
人机界而
附录A
（规范性附录）
配电主站功能配置
表A.1配电主站功能列表
1）数据高速缓存：
2）数据镜像和压缩；
3）并发控制与事务笠理；
4）历史数抵库在线备份：
5）数据集中控制：
6）查询语言检索数据库
1）全数据备份：
2）指定数据备价：
3）定时自动备份：
4）数据恢复；
5）指死激据恢复
[）阁模一体化网络建模：
2）外拓系统信息导入违模
1）多态模型的切换：
2）各态模型之间的转换、比较及后步利护：3）多态模型的分区维护统·管理；4）提供实时态、研窄态、未来态等应用场景：5）支持各态下可灵活配置：
6）支持多态之间可相4.切换
1）用广管理：
2）铂色管理；
3）杖限分配
1）告警定义：
2）分类、分级告等：
3）满音及警；
4）否警德息存储、查而和打印
1）支持实时监酒数措及其他应用数据：2）报表设置、生成、修改、浏览、打印：3）按班、口、月、季、年牛成各种类盛报表；4）定时自动生报表：
5）按指定时问段生成报表
1）矫[Hi操;
2）阁形显示：
3）交互操作州：
4）数据设首、过惑、闭锁：
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基本功能
5）多屏多窗口显示、无级缩放、漫游、分层分级显示等，6）图模库--体化：
7）基于图形对象的快速查询和定位扩展动能
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