DL/T 1910-2018
基本信息
标准号： DL/T 1910-2018
中文名称：配电网分布式馈线自动化技术规范
标准类别：电力行业标准(DL)
标准状态：现行
出版语种：简体中文
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标准分类号
关联标准
出版信息
相关单位信息
标准简介
DL/T 1910-2018.technical specifications for distributed feeder automation of distribution networks.
1范围
DL/T 1910规定了配电网分布式馈线自动化的分类、技术要求和性能指标。
DL/T 1910适用于配电网分布式馈线自动化的规划、设计、建设验收、运行工作。
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。凡是不注日期的同用文件，其最新版本(包括所有的修改单)适用于本文件。
DL/T721配电自动化远方终端
国家发展和改管委员会令(2014) 14 号电力监控 系统安全防护规定
国能安全2025 36号关于印发电力监控系统安全防护总体方案等安全防护方案和评估规范的通知
3术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3.1馈线自动化feeder automation; FA
馈线自动化利用自动化装置或系统，监视配电网的运行状况，及时发现配电网故障，进行故障
定位、隔离，恢复非故障区域供电。
3.2分布式馈线自动化distributed feeder automation
分布式馈线自动化(简称分布式FA),配电终瑞通过相互通信自动实现馈线的故障定位、隔离和
非故障区域恢复供电的功能，可将处理过程及结果上报配电自动化主站。
4总体要求
4.1实现模式和要求
分布式馈线自动化分为两种实现模式:速动型分布武馈线自动化和缓动型分布式馈线自动化。
采用分布式馈线自动化的配电网络宜与附录A典型应用场景相符合。
4.2速动型分 布式馈线自动化
速动型分布式馈线自动化，应用于配电线路分段开关、联络开关为断路器的线路上，配电终端通过高速通信网络，与同-供电环路内配电终端实现信息交互，当配电线路上发生故障，在变电站/开关站出口断路器保护动作前实现快速故障定位、隔离，并实现非故障区域的恢复供电。
1范围
DL/T 1910规定了配电网分布式馈线自动化的分类、技术要求和性能指标。
DL/T 1910适用于配电网分布式馈线自动化的规划、设计、建设验收、运行工作。
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。凡是不注日期的同用文件，其最新版本(包括所有的修改单)适用于本文件。
DL/T721配电自动化远方终端
国家发展和改管委员会令(2014) 14 号电力监控 系统安全防护规定
国能安全2025 36号关于印发电力监控系统安全防护总体方案等安全防护方案和评估规范的通知
3术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3.1馈线自动化feeder automation; FA
馈线自动化利用自动化装置或系统，监视配电网的运行状况，及时发现配电网故障，进行故障
定位、隔离，恢复非故障区域供电。
3.2分布式馈线自动化distributed feeder automation
分布式馈线自动化(简称分布式FA),配电终瑞通过相互通信自动实现馈线的故障定位、隔离和
非故障区域恢复供电的功能，可将处理过程及结果上报配电自动化主站。
4总体要求
4.1实现模式和要求
分布式馈线自动化分为两种实现模式:速动型分布武馈线自动化和缓动型分布式馈线自动化。
采用分布式馈线自动化的配电网络宜与附录A典型应用场景相符合。
4.2速动型分 布式馈线自动化
速动型分布式馈线自动化，应用于配电线路分段开关、联络开关为断路器的线路上，配电终端通过高速通信网络，与同-供电环路内配电终端实现信息交互，当配电线路上发生故障，在变电站/开关站出口断路器保护动作前实现快速故障定位、隔离，并实现非故障区域的恢复供电。
标准图片预览
标准内容
ICS29.240.01
备案号：69004-2019www.bzxz.net
中华人民共和国电力行业标准
DL/T1910—2018
配电网分布式馈线自动化技术规范technical specifications for distributed feeder automation ofdistributionnetworks
2018-12-25发布
国家能源局
2019-05-01实施
前言：
1范围
2规范性引用文件-
3术语和定义
4总体要求
5分布式馈线自动化技术要求
6分布式馈线自动化性能指标要求7分布式馈线自动化试验要求
8其他技术要求
目线次
分布式馈线自动化的典型应用场景附录A（资料性附录）
附录B（资料性附录）分布式馈线自动化管理.DLIT1910—2018
DL/T1910—2018
本标准依据GB/T1.1一2009《标准化工作导则第1部分：标准的结构和编写》给出的规则起草。
本标准由中国电力企业联合会提出。本标准由全国电力系统管理及其信息交换标准化技术委员会（SAVTC82）归口。本标准起草单位：国网电力科学研究院有限公司、中国电力科学研究院有限公司、南方电网科学研究院有限公司、国电南瑞科技股份有限公司、中国南方电网电力调度控制中心、上海交通大学、国网上海市电力公司、国网四川省电力公司成都供电公司、河海大学、石家庄科林电气股份有限公司、科大智能科技股份有限公司等。本标准主要起草人：周捷、沈兵兵、赵江河、陶文伟、于力、陈新、郑毅、刘东、袁钦成、刘明祥、杜红卫、陈贺、于跃海、孔红磊、秦明辉、岳振东、凌万水。本标准为首次发布。
本标准在执行过程中的意见或建议反馈至中国电力企业联合会标准化管理中心（北京市白广路二条一号，100761）。
1范围
配电网分布式馈线自动化技术规范本标准规定了配电网分布式馈线自动化的分类、技术要求和性能指标。DL/T1910—2018
本标准适用于配电网分布武馈线自动化的规划、设计、建设验收、运行工作。2规范性引用文件
下列文件对于本文代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。凡是不注日期的用是件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。配电动化远方终端
DL/T721
国家发展和单员会令（2014）14号电力监控系统安全防护规定236号关于印发电力监控系统安全防护总体方案等安全防护方案和评估规范的国能安全
3术语和定义口
下列术语和义适用于本文件。
馈线自动化
feeder automation;
馈线自动品利用自动化装置成系统，监视配电网的运行状况，及时发现配电网故障，进行故障定位、隔离，
大复故障区域供电
分布式馈线自动化
distributed feederautomation分布式馈线自动（简称分布式FA)，配电终端通过相互通信自动实现馈线的故障定位、隔离和非故障区域恢复供电的助能，可将处理过程及结果上报配电自动化主站。4总体要求
实现模式和要求
分布式馈线自动化分为两种实现模式：速动型分布式馈线自动化和缓动型分布式馈线自动化。采用分布式馈线自动化的配电网络宜与附录A典型应用场景相符合。4.2速动型分布式馈线自动化
速动型分布式馈线自动化，应用于配电线路分段开关、联络开关为断路器的线路上，配电终端通过高速通信网络，与同一供电环路内配电终端实现信息交互，当配电线路上发生故障，在变电站开关站出口断路器保护动作前实现快速故障定位、隔离，并实现非故障区域的恢复供电。4.3缓动型分布式馈线自动化
缓动型分布式馈线自动化，应用于配电线路分段开关、联络开关为负荷开关或断路器的线路上。配电终端与同一供电环路内配电终端实现信息交互，当配电线路上发生故障，在变电站/开关站出口断1
DL/T1910—2018
路器保护动作切除故障后，实现故障定位、隔离和非故障区域的恢复供电。5分布式馈线自动化技术要求
5.1分布式馈线自动化对一次设备的要求5.1.1速动型分布式馈线自动化
速动型分布式馈线自动化对一次设备要求如下：a开关为断路器：
专动众网电品
b）开关配置保护型电流互感器、测量型电流互感器（可选配）：c）开关配置电压互感器（可选配）：d）断路器分闸动作时间小于80ms。5.1.2缓动型分布式馈线自动化
缓动型分布式馈线自动化对一次设备要求如下：a）开关为负荷开关或断路器开关：b）开关配置保护型电流互感器、测量型电流互感器（可选配）：c）开关配置电压互感器（可选配）。5.2分布式馈线自动化对通信及配电终端的技术要求5.2.1速动型分布式馈线自动化
速动型分布式馈线自动化对通信及配电终端的技术要求如下a）配电终端应满足“三遥”（遥测、遥信、遥控）配电终端的基本测控、通信功能b）终端间的通信网络宜采用光纤通信：c）终端的控制逻辑应能适应配电网网架的变化：d终端宜配套直观的分布式馈线自动化维护工具软件：e）终端间对等通信，终端与配电主站的数据通信，应共用同一个通信网络，对等通信延时小于20ms：
终端应通过硬压板和软压板的方式实现FA功能的投退，并支持主站远方投退软压板：f
g）终端能够自适应线路运行方式的改变，运行方式改变时不需要对定值和参数做修改：五）故障处理全过程完成后，再次发生故障时，终端仍应可以进行故障处理：i）信息安全满足国家发展和改革委员会令（2014）14号及国能安全（2015）36号要求：）分布式馈线自动化处理不依赖主站或子站：k）分布式馈线自动化处理过程及结果上报配电自动化主站5.2.2缓动型分布式馈线自动化
缓动型分布式馈线自动化对通信及配电终端的技术要求如下：a）配电终端应满足“三遥”配电终端的基本测控、通信功能；b）终端的FA控制逻辑应能适应配电网网架的变化；）终端宜配套直观的分布式馈线自动化维护工具软件：d）终端间对等通信，终端与配电主站的数据通信，应共用同一个通信网络：e）终端应通过硬压板和软压板的方式实现FA功能的投退，并支持主站远方投退软压板；2
DL/T1910—2018
f)终端能够自动适应线路运行方式的改变，运行方式改变时不需要对定值和参数做修改g）故障处理完成后，再次发生故障时，终端仍应可以进行故障处理：h）信息安全满足国家发展和改革委员会令（2014）14号及国能安全（2015）36号要求：i)分布式馈线自动化处理不依赖主站或子站：）分布式馈线自动化处理过程及结果上报配电自动化主站。5.3分布式馈线自动化的参数定值配置要求5.3.1速动型分布式馈线自动化
速动型分布式馈线自动化参数定值配置要求如下a）动作定值：包括参数限值和动作时限1）参数限值满足与变电站出口断路器保护动作限值一致性原则：2）动作时限满足在变电站出口断路器保护动作前动作的原则，并充分考虑断路器开关动作时间。
b）静态拓扑模型：描述本开关及相邻开关的连接关系，当静态拓扑模型发生变化时仅需修改相邻的终端参数。
c）信息交互：应满足配电终端之间信息交互的需求，一般可考虑相邻终端之间通信配置信息、分布式馈线自动化动作状态信息及事后追溯信息。d）相关的保护定值参数：
1）变电站出口断路器保护宜整定为限时速断，动作时间按照标准保护时限阶段不小于0.3s整定：
2）速动型FA的终端设备宜与变电站侧保护特性相同，例如是同类反时限特性，或同为定时限特性。
5.3.2缓动型分布式馈线自动化
缓动型分布式馈线自动化参数定值配置要求如下：a）动作定值：包括动作限值和动作时限1）动作限值满足变电站出口断路器保护因故障动作时，终端可靠检测到故障2）动作时限满足在变电站出口断路器保护动作后动作的原则。b）静态拓扑模型：描述本开关及相邻开关的连接关系，当静态拓扑模型发生变化时仅需修改相邻的终端参数。
信息交互：应满足配电终端之间信息交互的需求，一般可考虑相邻终端之间通信配置信息、分c
布式馈线自动化动作状态信息及事后追溯信息。6分布式馈线自动化性能指标要求速动型分布式馈线自动化
6.1.1通信传输延时时间
对等通信故障信息交互通信处理传输延时时间小于等于20ms。6.1.2故障处理时间
故障上游侧开关隔离完成时间小于等于150ms，非故障区域恢复时间小于等于5s。DL/T1910-2018
6.1.3信号上送时间
分布式馈线自动化遥信信号上送配电主站时间小于等于3s6.1.4网络负载率
正常运行方式下网络负载率小于等于10%，线路故障时网络负载率小于等于30%6.2
缓动型分布式馈线自动化
6.2.1信息交互时间
对等通信故障信息交互报文延迟时间小于等于1s6.2.2故障处理时间
故障上游侧开关隔离时间小于等于10s，非故障区域恢复时间小于等于30s6.2.3信号上送时间
分布式馈线自动化遥信信号上送主站时间小于等于3s。6.2.4网络负载率
正常运行方式下网络负载率小于等于10%，线路故障时网络负载率小于等于30%7分布式馈线自动化试验要求
7.1总体要求
配电终端在满足DLT721的基础上，应增加分布式馈线自动化功能和性能的检测，包括出厂试验和现场试验。
7.2出厂试验
由分布式馈线自动化制造单位的质量检验部门按本标准定义的技术要求进行试验。7.3现场试验
由业主按照本标准定义的技术要求进行试验。8其他技术要求
其他技术要求如下：
a）分布式馈线自动化启动后，配电终端应向主站及时上传所有动作信息：b）配电终端支持主站对终端基本参数与故障动作整定参数的在线远程调阅及下装：c）配电终端应能接收并自动适应主站下发的动作定值、静态拓扑模型及其他参数；d）非故障区段供电恢复时，将导致备用线路出现设备、回路过负荷时，应停止恢复过程。附录A
（资料性附录）
分布式馈线自动化的典型应用场景A.1手拉手单环开环运行（开关为断路器）DL/T1910—2018
当开关为断路器时（见图A1）可适应于速动型分布式馈线自动化。环网内开关全部为断路器，开环运行。当发生故障时，系统应能在变电站出口断路器保护动作前，根据预设条件实现快速收障定位，故障隔离，非故障区域恢复供电。GE
变电站A
配电站
配电站3
手拉手单环开环运行（开关为断路器）开环运行（开关为负荷开关）
手拉手单
当开关为负
关时（见图A2
环网内开关全品为负荷开关，
现快速故障定位；
根据预设条件实
非故障区域供电。
变电站A
配电站1
适应于缓动型分
馈线自动化。
配电站4
变电站B
系统应能在配电线路故障发生的同时，变电站出口断路器跳闸切除故障后，快速进行故障隔离，并恢复
配电站2
配电站3
配电站4
图A2手拉手单环开环运行（开关为负荷开关）A.3手拉手单环开环运行（开关为负荷开关与断路器任意组合的混合模式）LS
变电站B
当开关为负荷开关与断路器任意组合的混合模式时（见图A.3），适应于缓动型分布式馈线自动化。
环网内开关为负荷开关与断路器任意组合的混合模式，开环运行。若发生线路故障，系统应当根据故障电流判断故障点，切除并隔离故障后，恢复非故障区城供电。S
DLIT1910-2018
变电站入
配电站1
配电站2
配电站
图A.3手拉手单环开环运行（开关为负荷开关与断路器任意组合的混合模式）A.4手拉手单环合环运行（开关为断路器）变电站B
当开关为断路器时（见图A.4），可适应于速动型分布式馈线自动化。环网内开关全部为断路器，合环运行。当发生故障时，系统应能在变电站出口断路器保护动作前，根据预设条件实现快速故障定位、故障隔离，合环解列，整个处理过程不停电。GI
变电站A
配电站1
配电站2
配电站3
图A.4手拉手单环合环运行（开关为断路器）A.5手拉手单环合环运行（开关为负荷开关与断路器任意组合）配电站4
变电站B
当开关为负荷开关与断路器任意组合时（见图A.5），适应于速动型分布式馈线自动化。环网内开关为断路器与负葡开关任意组合的混合模式，合环运行。发生故障时，系统应能在变电站出口断路器保护动作前，根据预设条件实现快速故障定位、故障隔离，非故障区域恢复供电。L8
变电站入
配电站1
配电站2
配电站
配电站4
图A.5手拉手单环合环运行（开关为负荷开关与断路器任意组合）A.6手拉手双环运行（开关为断路器）变电站B
当开关为断路器时（见图A.6），适应于速动型分布式馈线自动化。当环间开关均断开时，双环网可以看作两个独立的手拉手单环运行，故障隔离与单环合环时处理方式一致，故障隔离后，供电恢复。6
变电站
配电站1
配电站2
配电站3
图A.6手拉手双环运行（开关为断路器）A.710kV架空线多电源配电网线路故障（开关为断路器）配电站4
DL/T1910—2018
变电站B
当开关为断路器时（见图A7），适应于速动型分布式馈线自动化。开关全部为断路器，开环运行。当发生故障时，系统应能在变电站出口断路器保护动作前，根据预设条件实现快速故障定位、故障隔离：并选择具备转供能力的线路对应的联络开关，以恢复非故障区域的供电。整个处理过程上游不停电。变电站A
看门狗开关
变电站B
变电站C
图A.710kV架空线多电源配电网线路（开关为断路器）A.810kV架空线多电源配电网线路故障（开关为负荷开关）当开关为负荷开关时（见图A8），适应于缓动型分布式馈线自动化。开关全部为负荷开关器，开环运行。若发生线路故障，系统应当根据故障电流判断故障点，切除并隔离故障后，恢复非故障区域供电。变电站
看门狗开关
变电站B
变电站C
图A.810kV架空线多电源配电网线路（开关为负荷开关）DL/T19102018
A.9花瓣形环网运行站间故障
花瓣形环网运行站（见图A.9），适应于速动型分布式馈线自动化。对于花舞形环网供电形式，每个花瓣环路内与手拉手合环运行的处理方式一致。在花瓣失电或故障隔离后，应能根据预设条件，将部分负荷通过花瓣间联络线转供到其他花瓣。数临
配电站1
配电站3
图A.9花瓣形环网运行站
配电站6
B.1投入条件
附录B
（资料性附录）
分布式馈线自动化管理
分布式馈线自动化管理投入条件要求如下：a）线路上所有配电终端的硬压板和软压板均在投入状态：b）线路上的所有受控断路器或负简开关均处于可避控状态；c）线路上的所有配电络端的通信正常。B.2闭锁与自动退出条件
DL1T1910—2018
下述任一条件成金时，
分布式馈线自动化功能宜闭
退出，且同配电主站发出告警并报送退出原因，亦可以采适当扩大隔离区方式尽可能隔离故障区城，件如下：
并恢复未发生故障区域的供电，具体条a）分布式我自动化功能的投入条件中的任一项不满足时：b）所在使路中任一开关的操动机构及绝缘状态异常信号动作：c）分布式锁线自动化执行过程中，环路中任何合断路器或负荷开关出现开关拒动、开关误0
d）参数
过程中所在配电线路的A功能应出运行状态，校核无误后方可投运。6
B.3管理要求
分布式馈线自化管理要求如下
a）由配电网密电保护管理部门
完成各配电终端FA故障动作参数的计算校验同时向FA终端与配电主站运行部门出具参数整定通知书，同时递交配电网调控部门、配电主站运维部门和终端运行部门，控部门与主站运维部门存档。b）由配电终端运维部门在变动部分设备投运前，完成动作整定数、拓扑参数的现场调整和包含“现场二次回路
一配电主站”整组传动测试的交接试验，并做好定值整定执行记录后存档。分布式馈线自动化处理完成后，应及时排除故障，尽快恢复正常运行状态，注意防止负荷变化引起过线路或设备过负荷。
分布式馈线自动化配电终端的采集、控制和故障处理功能相关参数的计算整定、现场设定、交d
接试验应纳入所在配电线路维电保护装置的一体化管理范围。其整定参数的计算、整定、下达、执行应纳入所在线路继电保护整定通知书中一并管理。完成现场二次回路到配电主站的FA功能传动试验并汇报当值调控员后方可投运。分布式馈线自动化功能所在线路的配电主站图模异动管理，以及包含故障处理动作参数在内的e
各类现场参数管理，应纳入调控部门的配电设备投运或停复役管理流程。分布式馈线自动化功能的投退管理，应纳入所在配电线路的调控管理范围。其投退操作应纳入所在线路的典型调度指令票及现场倒闸操作票的操作步骤。g）配电终端设备应按规范标有名称、编号，巡视周期与一次设备的巡视周期相同。发生站内断路器继电保护动作跳闸后，应及时进行特巡9
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中华人民共和国电力行业标准
DL/T1910—2018
配电网分布式馈线自动化技术规范technical specifications for distributed feeder automation ofdistributionnetworks
2018-12-25发布
国家能源局
2019-05-01实施
前言：
1范围
2规范性引用文件-
3术语和定义
4总体要求
5分布式馈线自动化技术要求
6分布式馈线自动化性能指标要求7分布式馈线自动化试验要求
8其他技术要求
目线次
分布式馈线自动化的典型应用场景附录A（资料性附录）
附录B（资料性附录）分布式馈线自动化管理.DLIT1910—2018
DL/T1910—2018
本标准依据GB/T1.1一2009《标准化工作导则第1部分：标准的结构和编写》给出的规则起草。
本标准由中国电力企业联合会提出。本标准由全国电力系统管理及其信息交换标准化技术委员会（SAVTC82）归口。本标准起草单位：国网电力科学研究院有限公司、中国电力科学研究院有限公司、南方电网科学研究院有限公司、国电南瑞科技股份有限公司、中国南方电网电力调度控制中心、上海交通大学、国网上海市电力公司、国网四川省电力公司成都供电公司、河海大学、石家庄科林电气股份有限公司、科大智能科技股份有限公司等。本标准主要起草人：周捷、沈兵兵、赵江河、陶文伟、于力、陈新、郑毅、刘东、袁钦成、刘明祥、杜红卫、陈贺、于跃海、孔红磊、秦明辉、岳振东、凌万水。本标准为首次发布。
本标准在执行过程中的意见或建议反馈至中国电力企业联合会标准化管理中心（北京市白广路二条一号，100761）。
1范围
配电网分布式馈线自动化技术规范本标准规定了配电网分布式馈线自动化的分类、技术要求和性能指标。DL/T1910—2018
本标准适用于配电网分布武馈线自动化的规划、设计、建设验收、运行工作。2规范性引用文件
下列文件对于本文代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。凡是不注日期的用是件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。配电动化远方终端
DL/T721
国家发展和单员会令（2014）14号电力监控系统安全防护规定236号关于印发电力监控系统安全防护总体方案等安全防护方案和评估规范的国能安全
3术语和定义口
下列术语和义适用于本文件。
馈线自动化
feeder automation;
馈线自动品利用自动化装置成系统，监视配电网的运行状况，及时发现配电网故障，进行故障定位、隔离，
大复故障区域供电
分布式馈线自动化
distributed feederautomation分布式馈线自动（简称分布式FA)，配电终端通过相互通信自动实现馈线的故障定位、隔离和非故障区域恢复供电的助能，可将处理过程及结果上报配电自动化主站。4总体要求
实现模式和要求
分布式馈线自动化分为两种实现模式：速动型分布式馈线自动化和缓动型分布式馈线自动化。采用分布式馈线自动化的配电网络宜与附录A典型应用场景相符合。4.2速动型分布式馈线自动化
速动型分布式馈线自动化，应用于配电线路分段开关、联络开关为断路器的线路上，配电终端通过高速通信网络，与同一供电环路内配电终端实现信息交互，当配电线路上发生故障，在变电站开关站出口断路器保护动作前实现快速故障定位、隔离，并实现非故障区域的恢复供电。4.3缓动型分布式馈线自动化
缓动型分布式馈线自动化，应用于配电线路分段开关、联络开关为负荷开关或断路器的线路上。配电终端与同一供电环路内配电终端实现信息交互，当配电线路上发生故障，在变电站/开关站出口断1
DL/T1910—2018
路器保护动作切除故障后，实现故障定位、隔离和非故障区域的恢复供电。5分布式馈线自动化技术要求
5.1分布式馈线自动化对一次设备的要求5.1.1速动型分布式馈线自动化
速动型分布式馈线自动化对一次设备要求如下：a开关为断路器：
专动众网电品
b）开关配置保护型电流互感器、测量型电流互感器（可选配）：c）开关配置电压互感器（可选配）：d）断路器分闸动作时间小于80ms。5.1.2缓动型分布式馈线自动化
缓动型分布式馈线自动化对一次设备要求如下：a）开关为负荷开关或断路器开关：b）开关配置保护型电流互感器、测量型电流互感器（可选配）：c）开关配置电压互感器（可选配）。5.2分布式馈线自动化对通信及配电终端的技术要求5.2.1速动型分布式馈线自动化
速动型分布式馈线自动化对通信及配电终端的技术要求如下a）配电终端应满足“三遥”（遥测、遥信、遥控）配电终端的基本测控、通信功能b）终端间的通信网络宜采用光纤通信：c）终端的控制逻辑应能适应配电网网架的变化：d终端宜配套直观的分布式馈线自动化维护工具软件：e）终端间对等通信，终端与配电主站的数据通信，应共用同一个通信网络，对等通信延时小于20ms：
终端应通过硬压板和软压板的方式实现FA功能的投退，并支持主站远方投退软压板：f
g）终端能够自适应线路运行方式的改变，运行方式改变时不需要对定值和参数做修改：五）故障处理全过程完成后，再次发生故障时，终端仍应可以进行故障处理：i）信息安全满足国家发展和改革委员会令（2014）14号及国能安全（2015）36号要求：）分布式馈线自动化处理不依赖主站或子站：k）分布式馈线自动化处理过程及结果上报配电自动化主站5.2.2缓动型分布式馈线自动化
缓动型分布式馈线自动化对通信及配电终端的技术要求如下：a）配电终端应满足“三遥”配电终端的基本测控、通信功能；b）终端的FA控制逻辑应能适应配电网网架的变化；）终端宜配套直观的分布式馈线自动化维护工具软件：d）终端间对等通信，终端与配电主站的数据通信，应共用同一个通信网络：e）终端应通过硬压板和软压板的方式实现FA功能的投退，并支持主站远方投退软压板；2
DL/T1910—2018
f)终端能够自动适应线路运行方式的改变，运行方式改变时不需要对定值和参数做修改g）故障处理完成后，再次发生故障时，终端仍应可以进行故障处理：h）信息安全满足国家发展和改革委员会令（2014）14号及国能安全（2015）36号要求：i)分布式馈线自动化处理不依赖主站或子站：）分布式馈线自动化处理过程及结果上报配电自动化主站。5.3分布式馈线自动化的参数定值配置要求5.3.1速动型分布式馈线自动化
速动型分布式馈线自动化参数定值配置要求如下a）动作定值：包括参数限值和动作时限1）参数限值满足与变电站出口断路器保护动作限值一致性原则：2）动作时限满足在变电站出口断路器保护动作前动作的原则，并充分考虑断路器开关动作时间。
b）静态拓扑模型：描述本开关及相邻开关的连接关系，当静态拓扑模型发生变化时仅需修改相邻的终端参数。
c）信息交互：应满足配电终端之间信息交互的需求，一般可考虑相邻终端之间通信配置信息、分布式馈线自动化动作状态信息及事后追溯信息。d）相关的保护定值参数：
1）变电站出口断路器保护宜整定为限时速断，动作时间按照标准保护时限阶段不小于0.3s整定：
2）速动型FA的终端设备宜与变电站侧保护特性相同，例如是同类反时限特性，或同为定时限特性。
5.3.2缓动型分布式馈线自动化
缓动型分布式馈线自动化参数定值配置要求如下：a）动作定值：包括动作限值和动作时限1）动作限值满足变电站出口断路器保护因故障动作时，终端可靠检测到故障2）动作时限满足在变电站出口断路器保护动作后动作的原则。b）静态拓扑模型：描述本开关及相邻开关的连接关系，当静态拓扑模型发生变化时仅需修改相邻的终端参数。
信息交互：应满足配电终端之间信息交互的需求，一般可考虑相邻终端之间通信配置信息、分c
布式馈线自动化动作状态信息及事后追溯信息。6分布式馈线自动化性能指标要求速动型分布式馈线自动化
6.1.1通信传输延时时间
对等通信故障信息交互通信处理传输延时时间小于等于20ms。6.1.2故障处理时间
故障上游侧开关隔离完成时间小于等于150ms，非故障区域恢复时间小于等于5s。DL/T1910-2018
6.1.3信号上送时间
分布式馈线自动化遥信信号上送配电主站时间小于等于3s6.1.4网络负载率
正常运行方式下网络负载率小于等于10%，线路故障时网络负载率小于等于30%6.2
缓动型分布式馈线自动化
6.2.1信息交互时间
对等通信故障信息交互报文延迟时间小于等于1s6.2.2故障处理时间
故障上游侧开关隔离时间小于等于10s，非故障区域恢复时间小于等于30s6.2.3信号上送时间
分布式馈线自动化遥信信号上送主站时间小于等于3s。6.2.4网络负载率
正常运行方式下网络负载率小于等于10%，线路故障时网络负载率小于等于30%7分布式馈线自动化试验要求
7.1总体要求
配电终端在满足DLT721的基础上，应增加分布式馈线自动化功能和性能的检测，包括出厂试验和现场试验。
7.2出厂试验
由分布式馈线自动化制造单位的质量检验部门按本标准定义的技术要求进行试验。7.3现场试验
由业主按照本标准定义的技术要求进行试验。8其他技术要求
其他技术要求如下：
a）分布式馈线自动化启动后，配电终端应向主站及时上传所有动作信息：b）配电终端支持主站对终端基本参数与故障动作整定参数的在线远程调阅及下装：c）配电终端应能接收并自动适应主站下发的动作定值、静态拓扑模型及其他参数；d）非故障区段供电恢复时，将导致备用线路出现设备、回路过负荷时，应停止恢复过程。附录A
（资料性附录）
分布式馈线自动化的典型应用场景A.1手拉手单环开环运行（开关为断路器）DL/T1910—2018
当开关为断路器时（见图A1）可适应于速动型分布式馈线自动化。环网内开关全部为断路器，开环运行。当发生故障时，系统应能在变电站出口断路器保护动作前，根据预设条件实现快速收障定位，故障隔离，非故障区域恢复供电。GE
变电站A
配电站
配电站3
手拉手单环开环运行（开关为断路器）开环运行（开关为负荷开关）
手拉手单
当开关为负
关时（见图A2
环网内开关全品为负荷开关，
现快速故障定位；
根据预设条件实
非故障区域供电。
变电站A
配电站1
适应于缓动型分
馈线自动化。
配电站4
变电站B
系统应能在配电线路故障发生的同时，变电站出口断路器跳闸切除故障后，快速进行故障隔离，并恢复
配电站2
配电站3
配电站4
图A2手拉手单环开环运行（开关为负荷开关）A.3手拉手单环开环运行（开关为负荷开关与断路器任意组合的混合模式）LS
变电站B
当开关为负荷开关与断路器任意组合的混合模式时（见图A.3），适应于缓动型分布式馈线自动化。
环网内开关为负荷开关与断路器任意组合的混合模式，开环运行。若发生线路故障，系统应当根据故障电流判断故障点，切除并隔离故障后，恢复非故障区城供电。S
DLIT1910-2018
变电站入
配电站1
配电站2
配电站
图A.3手拉手单环开环运行（开关为负荷开关与断路器任意组合的混合模式）A.4手拉手单环合环运行（开关为断路器）变电站B
当开关为断路器时（见图A.4），可适应于速动型分布式馈线自动化。环网内开关全部为断路器，合环运行。当发生故障时，系统应能在变电站出口断路器保护动作前，根据预设条件实现快速故障定位、故障隔离，合环解列，整个处理过程不停电。GI
变电站A
配电站1
配电站2
配电站3
图A.4手拉手单环合环运行（开关为断路器）A.5手拉手单环合环运行（开关为负荷开关与断路器任意组合）配电站4
变电站B
当开关为负荷开关与断路器任意组合时（见图A.5），适应于速动型分布式馈线自动化。环网内开关为断路器与负葡开关任意组合的混合模式，合环运行。发生故障时，系统应能在变电站出口断路器保护动作前，根据预设条件实现快速故障定位、故障隔离，非故障区域恢复供电。L8
变电站入
配电站1
配电站2
配电站
配电站4
图A.5手拉手单环合环运行（开关为负荷开关与断路器任意组合）A.6手拉手双环运行（开关为断路器）变电站B
当开关为断路器时（见图A.6），适应于速动型分布式馈线自动化。当环间开关均断开时，双环网可以看作两个独立的手拉手单环运行，故障隔离与单环合环时处理方式一致，故障隔离后，供电恢复。6
变电站
配电站1
配电站2
配电站3
图A.6手拉手双环运行（开关为断路器）A.710kV架空线多电源配电网线路故障（开关为断路器）配电站4
DL/T1910—2018
变电站B
当开关为断路器时（见图A7），适应于速动型分布式馈线自动化。开关全部为断路器，开环运行。当发生故障时，系统应能在变电站出口断路器保护动作前，根据预设条件实现快速故障定位、故障隔离：并选择具备转供能力的线路对应的联络开关，以恢复非故障区域的供电。整个处理过程上游不停电。变电站A
看门狗开关
变电站B
变电站C
图A.710kV架空线多电源配电网线路（开关为断路器）A.810kV架空线多电源配电网线路故障（开关为负荷开关）当开关为负荷开关时（见图A8），适应于缓动型分布式馈线自动化。开关全部为负荷开关器，开环运行。若发生线路故障，系统应当根据故障电流判断故障点，切除并隔离故障后，恢复非故障区域供电。变电站
看门狗开关
变电站B
变电站C
图A.810kV架空线多电源配电网线路（开关为负荷开关）DL/T19102018
A.9花瓣形环网运行站间故障
花瓣形环网运行站（见图A.9），适应于速动型分布式馈线自动化。对于花舞形环网供电形式，每个花瓣环路内与手拉手合环运行的处理方式一致。在花瓣失电或故障隔离后，应能根据预设条件，将部分负荷通过花瓣间联络线转供到其他花瓣。数临
配电站1
配电站3
图A.9花瓣形环网运行站
配电站6
B.1投入条件
附录B
（资料性附录）
分布式馈线自动化管理
分布式馈线自动化管理投入条件要求如下：a）线路上所有配电终端的硬压板和软压板均在投入状态：b）线路上的所有受控断路器或负简开关均处于可避控状态；c）线路上的所有配电络端的通信正常。B.2闭锁与自动退出条件
DL1T1910—2018
下述任一条件成金时，
分布式馈线自动化功能宜闭
退出，且同配电主站发出告警并报送退出原因，亦可以采适当扩大隔离区方式尽可能隔离故障区城，件如下：
并恢复未发生故障区域的供电，具体条a）分布式我自动化功能的投入条件中的任一项不满足时：b）所在使路中任一开关的操动机构及绝缘状态异常信号动作：c）分布式锁线自动化执行过程中，环路中任何合断路器或负荷开关出现开关拒动、开关误0
d）参数
过程中所在配电线路的A功能应出运行状态，校核无误后方可投运。6
B.3管理要求
分布式馈线自化管理要求如下
a）由配电网密电保护管理部门
完成各配电终端FA故障动作参数的计算校验同时向FA终端与配电主站运行部门出具参数整定通知书，同时递交配电网调控部门、配电主站运维部门和终端运行部门，控部门与主站运维部门存档。b）由配电终端运维部门在变动部分设备投运前，完成动作整定数、拓扑参数的现场调整和包含“现场二次回路
一配电主站”整组传动测试的交接试验，并做好定值整定执行记录后存档。分布式馈线自动化处理完成后，应及时排除故障，尽快恢复正常运行状态，注意防止负荷变化引起过线路或设备过负荷。
分布式馈线自动化配电终端的采集、控制和故障处理功能相关参数的计算整定、现场设定、交d
接试验应纳入所在配电线路维电保护装置的一体化管理范围。其整定参数的计算、整定、下达、执行应纳入所在线路继电保护整定通知书中一并管理。完成现场二次回路到配电主站的FA功能传动试验并汇报当值调控员后方可投运。分布式馈线自动化功能所在线路的配电主站图模异动管理，以及包含故障处理动作参数在内的e
各类现场参数管理，应纳入调控部门的配电设备投运或停复役管理流程。分布式馈线自动化功能的投退管理，应纳入所在配电线路的调控管理范围。其投退操作应纳入所在线路的典型调度指令票及现场倒闸操作票的操作步骤。g）配电终端设备应按规范标有名称、编号，巡视周期与一次设备的巡视周期相同。发生站内断路器继电保护动作跳闸后，应及时进行特巡9
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