Q/GDW 11184—2014
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Q/GDW 11184—2014 .
1范围
Q/GDW 11184规定了中低压配电网配电自动化规划设计的技术原则。
Q/GDW 11184用于指导国家电网公司经营区域内配电自动化规划设计的有关工作。
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。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。
DL/T 634远动设备及系统
DL/T 1169电力调度消息邮件传输规范DL/T 1170电力调度工作流程描述规范DL/T 1171电网设备通用数据模型命名规范DL/T 1230电力系统图形描述规范
DL/T 1232电力系统动态消息编码规范DL/T 1233电力系统简单服务接口规范
Q/GDw215电力系统数据标记语言-E语言规范Q/GDW 382配电自动化技术导则
Q/GDw 513配电自动化主站系统功能规范Q/GDw 514 配电自动化终端/子站功能规范
Q/GDW 625配电自动化建设改造标准化设计技术规定Q/GDW 1738配电网规划设计技术导则
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
IEC 61968电力企业应用集成配电管理的系统接口(Application Integration at Electric Utilities-SystemInterfaces for Distribution Management)
IEC 61970能量管理系统应用程序接口(Energy Management System Application Program Interface)
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本文件。
3.1.1
配电自动化distribution automation
以一次网架和设备为基础，综合利用计算机技术、信息及通信等技术，实现对配电网的监测与控制，并通过与相关应用系统的信息集成，实现配电系统的科学管理。
〔Q/GDW 382，定义3.1.1)
1范围
Q/GDW 11184规定了中低压配电网配电自动化规划设计的技术原则。
Q/GDW 11184用于指导国家电网公司经营区域内配电自动化规划设计的有关工作。
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。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。
DL/T 634远动设备及系统
DL/T 1169电力调度消息邮件传输规范DL/T 1170电力调度工作流程描述规范DL/T 1171电网设备通用数据模型命名规范DL/T 1230电力系统图形描述规范
DL/T 1232电力系统动态消息编码规范DL/T 1233电力系统简单服务接口规范
Q/GDw215电力系统数据标记语言-E语言规范Q/GDW 382配电自动化技术导则
Q/GDw 513配电自动化主站系统功能规范Q/GDw 514 配电自动化终端/子站功能规范
Q/GDW 625配电自动化建设改造标准化设计技术规定Q/GDW 1738配电网规划设计技术导则
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
IEC 61968电力企业应用集成配电管理的系统接口(Application Integration at Electric Utilities-SystemInterfaces for Distribution Management)
IEC 61970能量管理系统应用程序接口(Energy Management System Application Program Interface)
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本文件。
3.1.1
配电自动化distribution automation
以一次网架和设备为基础，综合利用计算机技术、信息及通信等技术，实现对配电网的监测与控制，并通过与相关应用系统的信息集成，实现配电系统的科学管理。
〔Q/GDW 382，定义3.1.1)
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标准内容
Ics29.240
国家电网公司企业标准
Q/GDW11184—2014
配电自动化规划设计技术导则
The guide of planning and design of distribution automation2014-07-01发布
国家电网公司
2014-07-01实施
2规范性引用文件
术语、定义和缩略语
协调性要求
故障处理模式
6.1故障处理原则
6.2故障处理模式选择
主站建设原则
7.1总体要求
7.2主站系统配置
7.3主站规模设计
7.4主站功能配置
8终端建设原则.
8.1总体要求．
8.2终端配置
9通信网建设原则
9.1总体要求
9.2组网方式
9.3通信方式选择
9.4通信规约
10信息交互
安全防护
12分布式电源及多元化负荷接入适应性要求，附录A（资料性附录）配电自动化系统架构图附录B（资料性附录）
编制说明，
配电终端分区计算方法。
Q/GDW 11184—2014
Q/GDW11184—2014
按照公司配电自动化建设需求，为强化配电自动化顶层设计，推进配电自动化建设与配电网协调发展，特制定本标准，对配电自动化规划设计中的协调性要求、故障处理模式、主站建设、终端建设、通信网建设、信息交互、信息安全、分布式电源及多元化负荷接入适应性要求等进行规范。本标准由国家电网公司发展策划部提出并解释。本标准由国家电网公司科技部归口。本标准起草单位：中国电力科学研究院。本标准主要起草人：赵江河、苏剑、刘健、赵明欣、刘伟、滕林、刘思革、黄震、赵树仁、王鹏、陈光华、沈兵兵、胡列翔。
本标准首次发布。
1范围
配电自动化规划设计技术导则
本标准规定了中低压配电网配电自动化规划设计的技术原则本标准用手指导国家电网公司经营区域内配电自动化规划设计的有关工作。2规范性引用文件
Q/GDW11184—2014
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。DL/T634远动设备及系统
DL/T1169电力调度消息邮件传输规范DL/T1170电力调度工作流程描述规范DL/T1171电网设备通用数据模型命名规范DL/T1230电力系统图形描述规范DL/T1232电力系统动态消息编码规范DL/T1233电力系统简单服务接口规范Q/GDW215电力系统数据标记语言-E语言规范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配电自动化建设改造标准化设计技术规定Q/GDW1738配电网规划设计技术导则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IEC61968电力企业应用集成配电管理的系统接口（ApplicationIntegrationatElectricUtilities-SystemInterfaces for Distribution Management)IEC61970能量管理系统应用程序接口(EnergyManagementSystemApplicationProgramInterface）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本文件。3.1.1
配电自动化distributionautomation以一次网架和设备为基础，综合利用计算机技术、信息及通信等技术，实现对配电网的监测与控制，并通过与相关应用系统的信息集成，实现配电系统的科学管理。（Q/GDW382，定义3.1.1）
配电自动化系统
distributionautomation system实现配电网运行监视和控制的自动化系统，具备配电SCADA(supervisorycontrolanddataacquisition)、故障处理、分析应用及与相关应用系统互连等功能，主要由配电自动化系统主站、配电自动化系统子站（可1
Q/GDW11184—2013
选）、配电自动化终端和通信网络等部分组成(Q/GDW382，定义3.1.2）
master station of distribution automation system配电自动化系统主站
即配电网调度控制系统，简称配电主站，主要实现配电网数据采集与监控等基本功能和分析应用等扩展功能，为配网调度、配电生产及规划设计等方面服务。(Q/GDW382，定义3.1.3】
配电自动化终端
remote terminal unit of distribution automation配电自动化终端（简称配电终端）是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、通信等功能。
（Q/GDW382，定义3.1.4）
配电自动化系统子站slavestationofdistributionautomation system配电自动化系统子站（简称配电子站），是配电主站与配电终端之间的中间层，实现所辖范围内的信息汇集、处理、通信监视等功能。（Q/GDW382，定义3.1.5）
配电SCADAdistributionSCADA
也称DSCADA，是指配电主站通过人机交互，实现配电网的运行监视和远方控制等最基本的功能，为配电网调度运行和生产指挥提供服务。（Q/GDW382，定义3.1.6）
馈线自动化feederautomation
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，自动或半自动隔离故障区域，恢复对非故障区域的供电。（Q/GDW382，定义3.1.7）
配电通信网distributioncommunicationnetwork承载110kV及以下配电业务，由终端业务节点接口到骨干通信网下联接口之间一系列传送实体（如线路设施和通信设备等）组成，具有多业务承载、信息传送、网管等功能的通信网络。3.1.9
信息交互informationinteractive以IEC61968标准为依据，对相关系统间的信息进行交换，实现信息共享。（Q/GDW382，定义3.1.8）
信息交换总线informationexchangebus遵循IEC61968标准、基手消息机制的中间件平台，支持安全跨区信息传输和服务（Q/GDW382，定义3.1.9）
故障处理FDIR(faultdetection,isolationand servicerestoration)故障处理过程可包括：故障定位、故障区域隔离、非故障区域恢复供电、返回正常运行方式。3.1.12
馈线终端
feederterminal unit-FTU
Q/GDW11184—2014
安装在配电网馈线回路的柱上等处的配电终端，按照功能分为“三遥”终端和“二遥”终端，其中“二遥”终端又可分为基本型终端、标准型终端和动作型终端。（Q/GDW514，定义3.1.2】
站所终端distribution terminalunit-DTU安装在配电网馈线回路的开关站、配电室、环网柜、箱式变电站等处的配电终端，按照功能分为“三遥”终端和“二遥”终端，其中“二遥”终端又可分为标准型终端和动作型终端。【Q/GDW514，定义3.1.3】
基本型二遥终端basicmonitoringterminal用于采集或接收由故障指示器发出的线路故障信息，并具备故障报警信息上传功能的配电终端。【Q/GDW514，定义3.1.4】
标准型二遥终端standard monitoringterminal用于配电线路遥测、遥信及故障信息的监测，实现本地报警，并具备报警信息上传功能的配电终端。【Q/GDW514，定义3.1.5】
动作型二遥终端
action type monitoring terminal用于配电线路遥测、遥信及故障信息的监测，并能实现就地故障自动隔离与动作信息主动上传的配电终端。
【Q/GDW514，定义3.1.6】bZxz.net
配变终端transformerterminalunit-TTU用于配电变压器的各种运行参数的监视、测量的配电终端。【Q/GDW514，定义3.1.7】
故障监测方式faultmonitoringmode采用二遥终端采集、上传线路故障信息，实现对配电线路的故障定位。3.1.19
配电自动化覆盖率distributionautomationcoveragerate区域内配置终端的中压线路条数占该区域中压线路总条数的比例，记作DAR-1。配电自动化覆盖率=区域内配置终端的中压线路条数×100%区域中压线路总条数
若考虑线路的终端配置要求，则定义为配电自动化有效覆盖率，记作DAR-2配电自动化有效覆盖率=
3.2缩略语
下列缩略语适用于本文件。
遥信、遥测
区域内符合终端配置要求的中压线路条数×100%
文域中线路总条数
遥信、遥测、遥控
配电自动化系统（DistributionAutomationSystem）数据采集与监控（SupervisoryControlAndDataAcquisition）Q/GDW11184—2013
4总则
地理信息系统（GeographicInformationSystem）设备（资产）运维精益管理系统（ProductionManagementSystem）通信管理系统（TelecommunicationManagementSystem）馈线自动化（FeederAutomation）无源光网络（PassiveOpticalNetwork）接入点域名（AccessPointName）虚拟专用网络（VirtualPrivateNetwork）馈线终端（FeederTerminalUnit）站所终端（DistributionTerminalUnit）配变终端（TransformerTerminalUnit）4.1配电自动化建设应以一次网架和设备为基础，运用计算机，信息与通信等技术，实现对配电网的实时监视与运行控制，为配电管理系统提供实时数据支撑。通过快速故障处理，提高供电可靠性：通过优化运行方式，改善供电质量、提升电网运营效率和效益。4.2配电自动化系统主要由主站、配电终端和通信网络组成，通过采集中低压配电网设备运行实时、准实时数据：贯通高压配电网和低压配电网的电气连接拓扑，融合配电网相关系统业务信息，支撑配电网的调度运行、故障抢修、生产指挥、设备检修、规划设计等业务的精益化管理。配电自动化系统架构图见附录A。
4.3规划设计基本原则
4.3.1配电自动化规划设计应遵循经济实用、标准设计、差异区分、资源共享、同步建设的原则，并满足安全防护要求。
4.3.2经济实用原则。配电自动化规划设计应根据不同类型供电区域的供电可靠性需求，采取差异化技术策略，避免因配电自动化建设造成电网频繁改造，注重系统功能实用性，结合配网发展有序投资，充分体现配电自动化建设应用的投资效益。4.3.3标准设计原则。配电自动化规划设计应遵循配电自动化技术标准体系，配电网一、二次设备应依据接口标准设计，配电自动化系统设计的图形、模型、流程等应遵循国标、行标、企标等相关技术标准。4.3.4差异区分原则。根据城市规模、可靠性需求、配电网目标网架等情况，合理选择不同类型供电区域的故障处理模式、主站建设规模、配电终端配置方式、通信建设模式、数据采集节点及配电终端数量。4.3.5资源共享原则。配电自动化规划设计应遵循数据源端唯一、信息全局共享的原则，利用现有的调度自动化系统、设备（资产）运维精益管理系统、电网GIS平台、营销业务系统等相关系统，通过系统间的标准化信息交互，实现配电自动化系统网络接线图、电气拓扑模型和支持电网运行的静、动态数据共享。4.3.6规划建设同步原则。配电网规划设计与建设改造应同步考配电自动化建设需求，配电终端、通信系统应与配电网实现同步规，同步设计。对于新建电网，配电自动化规划区域内的一次设备选型应步到位，避免因配电自动化实施带来的后续改造和更换。对于已建成电网，配电自动化规划区域内不适应配电自动化要求的，应在配电网一次网架设备规划中统筹考虑4.3.7安全防护要求。配电自动化系统建设应满足国家电力监管委员会第5号令以及公司关于中低压配电网安全防护的相关规定，落实“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”总体要求，并对控制指令使用基于非对称密钥的单向认证加密技术进行安全防护。5协调性要求
5.1配电自动化建设应与配电网一次网架、设备相适应，在一次网架设备的基础上，根据供电可靠性需求合理配置配电自动化方案。
Q/GDW111842014
5.2配电网一次设备新建、改造时应同步考虑配电终端、通信等二次需求，配电自动化规划区域内的次设备如柱上开关、环网柜、配电站等建设改造时应考虑自动化设备安装位置、供电电源、电操机构、测量控制回路、通信通道等，同时应考虑通风、散热、防潮、防凝露等要求。5.3配电网建设、改造工程中涉及电缆沟道、管井建设改造及市政管道建设时应一并考虑光缆通信需求，同步建设或预留光缆敷设资源，并考虑敷设防护要求：排管敷设时应预留专用的管孔资源。5.4对能够实现继电保护配合的分支线开关、长线路后段开关等，可配置为断路器型开关，并配置具有继电保护功能的配电终端，快速切除故障。5.5在用户产权分界点可安装自动隔离用户内部故障的开关设备，视需要配置“二遥”或“三遥”终端。5.6配电自动化主站应与一次、二次系统同步规划与设计，考虑未来5-15年的发展需求，确定主站建设规模和功能。
5.7电流互感器的配置应满足数据监测、继电保护和故障信息采集的需要。电压互感器的配置应满足数据监测和开关电动操作机构、配电终端及通信设备供电电源的需要，并满足停电时故障隔离遥控操作的不间断供电要求。户外环境温度对蓄电池使用寿命影响较大的地区，或停电后无需遥控操作的场合，可选用超级电容器等储能方式。
5.8配电自动化系统与PMS、电网GIS平台、营销95598系统等其他信息系统之间应统筹规划，满足信息交互要求，为配电网全过程管理提供技术支撑。配电自动化系统可用于配电网可视化、供电区域划分、空间负荷预测、线路及配变容量裕度等计算分析，指导用电客户、分布式电源、电动汽车充换电设施等有序接入，为配电网规划设计提供技术支撑。6故障处理模式
6.1故障处理原则
6.1.1应根据供电可靠性要求，合理选择故障处理模式，并合理配置主站与终端。6.1.2A+、A类供电区域宜在无需或仅需少量人为干预的情况下，实现对线路故障段快速隔离和非故障段恢复供电。
6.1.3故障处理应能适应各种电网结构，能够对永久故障、瞬时故障等各种故障类型进行处理。6.1.4故障处理策略应能适应配电网运行方式和负荷分布的变化。6.1.5配电自动化应与继电保护、备自投、自动重合闸等协调配合。6.1.6当自动化设备异常或故障时，应尽量减少事故扩大的影响。6.2故障处理模式选择
6.2.1故障处理模式包括馈线自动化方式与故障监测方式两类，其中馈线自动化可采用集中式、智能分布式，就地型重合器式三类方式6.2.2集中式馈线自动化方式可采用全自动方式和半自动方式。6.2.3应根据配电自动化实施区域的供电可靠性需求，一次网架、配电设备等情况合理选择故障处理模式。A+类供电区域宜采用集中式（全自动方式）或智能分布式：A，B类供电区域可采用集中式、智能分布式或就地型重合器式：C、D类供电区域可根据实际需求采用就地型重合器式或故障监测方式：E类供电区域可采用故障监测方式。
7主站建设原则
7.1总体要求
7.1.1配电自动化系统主站应面向智能配电网，突出信息化、自动化、互动化的特点，遵循IEC61968等标准，实现信息交互、数据共享和集成，支撑配电网的智能化管理和应用。7.1.2配电主站功能应满足配电网调度控制、故障研判、抢修指挥等要求，业务上支持规划、运检、营销、调度等全过程管理。
Q/GDW11184—2013
7.1.3配电主站是配电自动化系统的核心组成部分，配电主站应构建在标准、通用的软硬件基础平台上，具备可靠性、适用性、安全性和扩展性。7.1.4配电主站的监控范围为变电站中压母线和出线开关监测与控制，开关站中压母线和进出线开关监测与控制，中压线路和开关设备监测或控制，配电变压器（公用、专用变压器）监测，以及分布式电源等其它需要监测的对象。
7.1.5配电主站应根据公司配电自动化标准体系要求，充分考配电自动化实施范围、建设规模、构建方式、故障处理模式和建设周期等因素，遵循统一规划、标准设计的原则进行有序建设，并保证应用接口标准化和功能的可扩展性。
7.1.6主站建设应考虑配套的机房、空调、电源等环境条件的建设，满足系统运行要求。7.2主站系统配置
7.2.1配电自动化系统宜采用“主站十终端”的两层构架。若确需配置子站，应根据配电网结构、通信方式、终端数量等合理配置。
7.2.2配电主站应对配电网设备的运行情况进行监控，并支撑配网调度、生产管理等业务需求，具体功能规范应符合Q/GDW513的要求。7.3主站规模设计
7.3.1配电主站应根据配电网规模和应用需求进行差异化配置，依据Q/GDW625规定的实时信息量测算方法确定主站规模。配电网实时信息量主要由配电终端信息采集量、EMS系统交互信息量和营销业务系统交互信息量等组成
a）配网实时信息量在10万点以下，宜建设小型主站。配网实时信息量在10～50万点，宜建设中型主站。bo
c）配网实时信息量在50万点以上，宜建设大型主站。7.3.2配电主站宜按照地配，县配一体化模式建设。对于配网实时信息量大于10万点的县公司，可在当地增加采集处理服务器：对于配网实时信息量大于30万点的县公司，可单独建设主站。7.4主站功能配置
7.4.1主站功能应结合配电自动化建设需求合理配置，在必备的基本功能基础上，根据配网运行管理需要与建设条件选配相关扩展功能。7.4.2配电主站均应具备的基本功能包括：配电SCADA：模型/图形管理：馈线自动化：拓扑分析（拓扑着色、负荷转供、停电分析等）：与调度自动化系统、GIS、PMS等系统交互应用。7.4.3配电主站可具备的扩展功能包括：自动成图、操作票、状态估计、潮流计算、解合环分析、负荷预测、网络重构、安全运行分析、自愈控制、分布式电源接入控制应用、经济优化运行等配电网分析应用以及仿真培训功能。
8终端建设原则
8.1总体要求
8.1.1配电终端用于对环网单元、站所单元、柱上开关、配电变压器、线路等进行数据采集、监测或控制，具体功能规范应符合Q/GDW514的要求。8.1.2配电终端应满足高可靠、易安装、免维护、低功耗的要求，并应提供标准通信接口。8.1.3配电终端供电电源应满足数据采集、控制操作和实时通信等功能要求。8.1.4应根据可靠性需求、网架结构和设备状况，合理选用配电终端类型。对关键性节点，如主干线联络开关、必要的分段开关，进出线较多的开关站、环网单元和配电室，宜配置“三遥”终端：对一般性节点，如分支开关、无联络的末端站室，宜配置“二遥”终端。配变终端宜与营销用电信息采集系统共用，通信信道宜独立建设。
8.2终端配置
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国家电网公司企业标准
Q/GDW11184—2014
配电自动化规划设计技术导则
The guide of planning and design of distribution automation2014-07-01发布
国家电网公司
2014-07-01实施
2规范性引用文件
术语、定义和缩略语
协调性要求
故障处理模式
6.1故障处理原则
6.2故障处理模式选择
主站建设原则
7.1总体要求
7.2主站系统配置
7.3主站规模设计
7.4主站功能配置
8终端建设原则.
8.1总体要求．
8.2终端配置
9通信网建设原则
9.1总体要求
9.2组网方式
9.3通信方式选择
9.4通信规约
10信息交互
安全防护
12分布式电源及多元化负荷接入适应性要求，附录A（资料性附录）配电自动化系统架构图附录B（资料性附录）
编制说明，
配电终端分区计算方法。
Q/GDW 11184—2014
Q/GDW11184—2014
按照公司配电自动化建设需求，为强化配电自动化顶层设计，推进配电自动化建设与配电网协调发展，特制定本标准，对配电自动化规划设计中的协调性要求、故障处理模式、主站建设、终端建设、通信网建设、信息交互、信息安全、分布式电源及多元化负荷接入适应性要求等进行规范。本标准由国家电网公司发展策划部提出并解释。本标准由国家电网公司科技部归口。本标准起草单位：中国电力科学研究院。本标准主要起草人：赵江河、苏剑、刘健、赵明欣、刘伟、滕林、刘思革、黄震、赵树仁、王鹏、陈光华、沈兵兵、胡列翔。
本标准首次发布。
1范围
配电自动化规划设计技术导则
本标准规定了中低压配电网配电自动化规划设计的技术原则本标准用手指导国家电网公司经营区域内配电自动化规划设计的有关工作。2规范性引用文件
Q/GDW11184—2014
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。DL/T634远动设备及系统
DL/T1169电力调度消息邮件传输规范DL/T1170电力调度工作流程描述规范DL/T1171电网设备通用数据模型命名规范DL/T1230电力系统图形描述规范DL/T1232电力系统动态消息编码规范DL/T1233电力系统简单服务接口规范Q/GDW215电力系统数据标记语言-E语言规范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配电自动化建设改造标准化设计技术规定Q/GDW1738配电网规划设计技术导则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IEC61968电力企业应用集成配电管理的系统接口（ApplicationIntegrationatElectricUtilities-SystemInterfaces for Distribution Management)IEC61970能量管理系统应用程序接口(EnergyManagementSystemApplicationProgramInterface）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本文件。3.1.1
配电自动化distributionautomation以一次网架和设备为基础，综合利用计算机技术、信息及通信等技术，实现对配电网的监测与控制，并通过与相关应用系统的信息集成，实现配电系统的科学管理。（Q/GDW382，定义3.1.1）
配电自动化系统
distributionautomation system实现配电网运行监视和控制的自动化系统，具备配电SCADA(supervisorycontrolanddataacquisition)、故障处理、分析应用及与相关应用系统互连等功能，主要由配电自动化系统主站、配电自动化系统子站（可1
Q/GDW11184—2013
选）、配电自动化终端和通信网络等部分组成(Q/GDW382，定义3.1.2）
master station of distribution automation system配电自动化系统主站
即配电网调度控制系统，简称配电主站，主要实现配电网数据采集与监控等基本功能和分析应用等扩展功能，为配网调度、配电生产及规划设计等方面服务。(Q/GDW382，定义3.1.3】
配电自动化终端
remote terminal unit of distribution automation配电自动化终端（简称配电终端）是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、通信等功能。
（Q/GDW382，定义3.1.4）
配电自动化系统子站slavestationofdistributionautomation system配电自动化系统子站（简称配电子站），是配电主站与配电终端之间的中间层，实现所辖范围内的信息汇集、处理、通信监视等功能。（Q/GDW382，定义3.1.5）
配电SCADAdistributionSCADA
也称DSCADA，是指配电主站通过人机交互，实现配电网的运行监视和远方控制等最基本的功能，为配电网调度运行和生产指挥提供服务。（Q/GDW382，定义3.1.6）
馈线自动化feederautomation
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，自动或半自动隔离故障区域，恢复对非故障区域的供电。（Q/GDW382，定义3.1.7）
配电通信网distributioncommunicationnetwork承载110kV及以下配电业务，由终端业务节点接口到骨干通信网下联接口之间一系列传送实体（如线路设施和通信设备等）组成，具有多业务承载、信息传送、网管等功能的通信网络。3.1.9
信息交互informationinteractive以IEC61968标准为依据，对相关系统间的信息进行交换，实现信息共享。（Q/GDW382，定义3.1.8）
信息交换总线informationexchangebus遵循IEC61968标准、基手消息机制的中间件平台，支持安全跨区信息传输和服务（Q/GDW382，定义3.1.9）
故障处理FDIR(faultdetection,isolationand servicerestoration)故障处理过程可包括：故障定位、故障区域隔离、非故障区域恢复供电、返回正常运行方式。3.1.12
馈线终端
feederterminal unit-FTU
Q/GDW11184—2014
安装在配电网馈线回路的柱上等处的配电终端，按照功能分为“三遥”终端和“二遥”终端，其中“二遥”终端又可分为基本型终端、标准型终端和动作型终端。（Q/GDW514，定义3.1.2】
站所终端distribution terminalunit-DTU安装在配电网馈线回路的开关站、配电室、环网柜、箱式变电站等处的配电终端，按照功能分为“三遥”终端和“二遥”终端，其中“二遥”终端又可分为标准型终端和动作型终端。【Q/GDW514，定义3.1.3】
基本型二遥终端basicmonitoringterminal用于采集或接收由故障指示器发出的线路故障信息，并具备故障报警信息上传功能的配电终端。【Q/GDW514，定义3.1.4】
标准型二遥终端standard monitoringterminal用于配电线路遥测、遥信及故障信息的监测，实现本地报警，并具备报警信息上传功能的配电终端。【Q/GDW514，定义3.1.5】
动作型二遥终端
action type monitoring terminal用于配电线路遥测、遥信及故障信息的监测，并能实现就地故障自动隔离与动作信息主动上传的配电终端。
【Q/GDW514，定义3.1.6】bZxz.net
配变终端transformerterminalunit-TTU用于配电变压器的各种运行参数的监视、测量的配电终端。【Q/GDW514，定义3.1.7】
故障监测方式faultmonitoringmode采用二遥终端采集、上传线路故障信息，实现对配电线路的故障定位。3.1.19
配电自动化覆盖率distributionautomationcoveragerate区域内配置终端的中压线路条数占该区域中压线路总条数的比例，记作DAR-1。配电自动化覆盖率=区域内配置终端的中压线路条数×100%区域中压线路总条数
若考虑线路的终端配置要求，则定义为配电自动化有效覆盖率，记作DAR-2配电自动化有效覆盖率=
3.2缩略语
下列缩略语适用于本文件。
遥信、遥测
区域内符合终端配置要求的中压线路条数×100%
文域中线路总条数
遥信、遥测、遥控
配电自动化系统（DistributionAutomationSystem）数据采集与监控（SupervisoryControlAndDataAcquisition）Q/GDW11184—2013
4总则
地理信息系统（GeographicInformationSystem）设备（资产）运维精益管理系统（ProductionManagementSystem）通信管理系统（TelecommunicationManagementSystem）馈线自动化（FeederAutomation）无源光网络（PassiveOpticalNetwork）接入点域名（AccessPointName）虚拟专用网络（VirtualPrivateNetwork）馈线终端（FeederTerminalUnit）站所终端（DistributionTerminalUnit）配变终端（TransformerTerminalUnit）4.1配电自动化建设应以一次网架和设备为基础，运用计算机，信息与通信等技术，实现对配电网的实时监视与运行控制，为配电管理系统提供实时数据支撑。通过快速故障处理，提高供电可靠性：通过优化运行方式，改善供电质量、提升电网运营效率和效益。4.2配电自动化系统主要由主站、配电终端和通信网络组成，通过采集中低压配电网设备运行实时、准实时数据：贯通高压配电网和低压配电网的电气连接拓扑，融合配电网相关系统业务信息，支撑配电网的调度运行、故障抢修、生产指挥、设备检修、规划设计等业务的精益化管理。配电自动化系统架构图见附录A。
4.3规划设计基本原则
4.3.1配电自动化规划设计应遵循经济实用、标准设计、差异区分、资源共享、同步建设的原则，并满足安全防护要求。
4.3.2经济实用原则。配电自动化规划设计应根据不同类型供电区域的供电可靠性需求，采取差异化技术策略，避免因配电自动化建设造成电网频繁改造，注重系统功能实用性，结合配网发展有序投资，充分体现配电自动化建设应用的投资效益。4.3.3标准设计原则。配电自动化规划设计应遵循配电自动化技术标准体系，配电网一、二次设备应依据接口标准设计，配电自动化系统设计的图形、模型、流程等应遵循国标、行标、企标等相关技术标准。4.3.4差异区分原则。根据城市规模、可靠性需求、配电网目标网架等情况，合理选择不同类型供电区域的故障处理模式、主站建设规模、配电终端配置方式、通信建设模式、数据采集节点及配电终端数量。4.3.5资源共享原则。配电自动化规划设计应遵循数据源端唯一、信息全局共享的原则，利用现有的调度自动化系统、设备（资产）运维精益管理系统、电网GIS平台、营销业务系统等相关系统，通过系统间的标准化信息交互，实现配电自动化系统网络接线图、电气拓扑模型和支持电网运行的静、动态数据共享。4.3.6规划建设同步原则。配电网规划设计与建设改造应同步考配电自动化建设需求，配电终端、通信系统应与配电网实现同步规，同步设计。对于新建电网，配电自动化规划区域内的一次设备选型应步到位，避免因配电自动化实施带来的后续改造和更换。对于已建成电网，配电自动化规划区域内不适应配电自动化要求的，应在配电网一次网架设备规划中统筹考虑4.3.7安全防护要求。配电自动化系统建设应满足国家电力监管委员会第5号令以及公司关于中低压配电网安全防护的相关规定，落实“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”总体要求，并对控制指令使用基于非对称密钥的单向认证加密技术进行安全防护。5协调性要求
5.1配电自动化建设应与配电网一次网架、设备相适应，在一次网架设备的基础上，根据供电可靠性需求合理配置配电自动化方案。
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5.2配电网一次设备新建、改造时应同步考虑配电终端、通信等二次需求，配电自动化规划区域内的次设备如柱上开关、环网柜、配电站等建设改造时应考虑自动化设备安装位置、供电电源、电操机构、测量控制回路、通信通道等，同时应考虑通风、散热、防潮、防凝露等要求。5.3配电网建设、改造工程中涉及电缆沟道、管井建设改造及市政管道建设时应一并考虑光缆通信需求，同步建设或预留光缆敷设资源，并考虑敷设防护要求：排管敷设时应预留专用的管孔资源。5.4对能够实现继电保护配合的分支线开关、长线路后段开关等，可配置为断路器型开关，并配置具有继电保护功能的配电终端，快速切除故障。5.5在用户产权分界点可安装自动隔离用户内部故障的开关设备，视需要配置“二遥”或“三遥”终端。5.6配电自动化主站应与一次、二次系统同步规划与设计，考虑未来5-15年的发展需求，确定主站建设规模和功能。
5.7电流互感器的配置应满足数据监测、继电保护和故障信息采集的需要。电压互感器的配置应满足数据监测和开关电动操作机构、配电终端及通信设备供电电源的需要，并满足停电时故障隔离遥控操作的不间断供电要求。户外环境温度对蓄电池使用寿命影响较大的地区，或停电后无需遥控操作的场合，可选用超级电容器等储能方式。
5.8配电自动化系统与PMS、电网GIS平台、营销95598系统等其他信息系统之间应统筹规划，满足信息交互要求，为配电网全过程管理提供技术支撑。配电自动化系统可用于配电网可视化、供电区域划分、空间负荷预测、线路及配变容量裕度等计算分析，指导用电客户、分布式电源、电动汽车充换电设施等有序接入，为配电网规划设计提供技术支撑。6故障处理模式
6.1故障处理原则
6.1.1应根据供电可靠性要求，合理选择故障处理模式，并合理配置主站与终端。6.1.2A+、A类供电区域宜在无需或仅需少量人为干预的情况下，实现对线路故障段快速隔离和非故障段恢复供电。
6.1.3故障处理应能适应各种电网结构，能够对永久故障、瞬时故障等各种故障类型进行处理。6.1.4故障处理策略应能适应配电网运行方式和负荷分布的变化。6.1.5配电自动化应与继电保护、备自投、自动重合闸等协调配合。6.1.6当自动化设备异常或故障时，应尽量减少事故扩大的影响。6.2故障处理模式选择
6.2.1故障处理模式包括馈线自动化方式与故障监测方式两类，其中馈线自动化可采用集中式、智能分布式，就地型重合器式三类方式6.2.2集中式馈线自动化方式可采用全自动方式和半自动方式。6.2.3应根据配电自动化实施区域的供电可靠性需求，一次网架、配电设备等情况合理选择故障处理模式。A+类供电区域宜采用集中式（全自动方式）或智能分布式：A，B类供电区域可采用集中式、智能分布式或就地型重合器式：C、D类供电区域可根据实际需求采用就地型重合器式或故障监测方式：E类供电区域可采用故障监测方式。
7主站建设原则
7.1总体要求
7.1.1配电自动化系统主站应面向智能配电网，突出信息化、自动化、互动化的特点，遵循IEC61968等标准，实现信息交互、数据共享和集成，支撑配电网的智能化管理和应用。7.1.2配电主站功能应满足配电网调度控制、故障研判、抢修指挥等要求，业务上支持规划、运检、营销、调度等全过程管理。
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7.1.3配电主站是配电自动化系统的核心组成部分，配电主站应构建在标准、通用的软硬件基础平台上，具备可靠性、适用性、安全性和扩展性。7.1.4配电主站的监控范围为变电站中压母线和出线开关监测与控制，开关站中压母线和进出线开关监测与控制，中压线路和开关设备监测或控制，配电变压器（公用、专用变压器）监测，以及分布式电源等其它需要监测的对象。
7.1.5配电主站应根据公司配电自动化标准体系要求，充分考配电自动化实施范围、建设规模、构建方式、故障处理模式和建设周期等因素，遵循统一规划、标准设计的原则进行有序建设，并保证应用接口标准化和功能的可扩展性。
7.1.6主站建设应考虑配套的机房、空调、电源等环境条件的建设，满足系统运行要求。7.2主站系统配置
7.2.1配电自动化系统宜采用“主站十终端”的两层构架。若确需配置子站，应根据配电网结构、通信方式、终端数量等合理配置。
7.2.2配电主站应对配电网设备的运行情况进行监控，并支撑配网调度、生产管理等业务需求，具体功能规范应符合Q/GDW513的要求。7.3主站规模设计
7.3.1配电主站应根据配电网规模和应用需求进行差异化配置，依据Q/GDW625规定的实时信息量测算方法确定主站规模。配电网实时信息量主要由配电终端信息采集量、EMS系统交互信息量和营销业务系统交互信息量等组成
a）配网实时信息量在10万点以下，宜建设小型主站。配网实时信息量在10～50万点，宜建设中型主站。bo
c）配网实时信息量在50万点以上，宜建设大型主站。7.3.2配电主站宜按照地配，县配一体化模式建设。对于配网实时信息量大于10万点的县公司，可在当地增加采集处理服务器：对于配网实时信息量大于30万点的县公司，可单独建设主站。7.4主站功能配置
7.4.1主站功能应结合配电自动化建设需求合理配置，在必备的基本功能基础上，根据配网运行管理需要与建设条件选配相关扩展功能。7.4.2配电主站均应具备的基本功能包括：配电SCADA：模型/图形管理：馈线自动化：拓扑分析（拓扑着色、负荷转供、停电分析等）：与调度自动化系统、GIS、PMS等系统交互应用。7.4.3配电主站可具备的扩展功能包括：自动成图、操作票、状态估计、潮流计算、解合环分析、负荷预测、网络重构、安全运行分析、自愈控制、分布式电源接入控制应用、经济优化运行等配电网分析应用以及仿真培训功能。
8终端建设原则
8.1总体要求
8.1.1配电终端用于对环网单元、站所单元、柱上开关、配电变压器、线路等进行数据采集、监测或控制，具体功能规范应符合Q/GDW514的要求。8.1.2配电终端应满足高可靠、易安装、免维护、低功耗的要求，并应提供标准通信接口。8.1.3配电终端供电电源应满足数据采集、控制操作和实时通信等功能要求。8.1.4应根据可靠性需求、网架结构和设备状况，合理选用配电终端类型。对关键性节点，如主干线联络开关、必要的分段开关，进出线较多的开关站、环网单元和配电室，宜配置“三遥”终端：对一般性节点，如分支开关、无联络的末端站室，宜配置“二遥”终端。配变终端宜与营销用电信息采集系统共用，通信信道宜独立建设。
8.2终端配置
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