标准规范下载简介：

内容预览由机器从pdf转换为word，准确率92%以上，供参考

DLT 390-2016 县域配电自动化技术导则

配电自动化系统由配电主站、配电终端、配电子站（可选）和通信通道组成，一般采用2层结 站层和终端设备层）；在选用子站时，可采用3层结构（即主站层、子站层和终端设备层）。也可 关设备间相互配合进行故障处理的无主站模式。 配电自动化系统架构参见图1

图1配电自动化系统架构

配电自动化的建设模式主要分为主站模式与无主站模式（不建设主站，仅依靠就地型馈线自动化方 式实现故障处理）。主站模式通过配电主站实现SCADA等基本功能及扩展功能，故障快速处理可以采 用集中型或就地型馈线自动化方式实现；无主站模式主要通过开关终端设备的相互协调配合实现就地型 馈线自动化。

a）馈线自动化的实施目标是有效减小故障停电范围、缩短故障处理时间，提高故障处理效率。 b 馈线自动化应能适应各种配电网结构NY/T 2514-2013 植物新品种特异性、一致性和稳定性测试指南 黑穗醋栗，能够对永久故障、瞬时故障等各种故障类型进行处理。 故障处理策略应能适应配电网运行方式的变化。 d 馈线自动化应与继电保护、安全自动装置（重合闸、备自投等）协调配合。 e）当自动化设备异常或故障时，应尽量减少配电网故障影响范围

6.1.2.1集中型馈线自动化

实现配电线路的故障定位、故障隔 复非故障区域供电的馈线自动化处理模式。可分为全自动和半自动2种实现方式：

DL/T3902016 a）全自动方式：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，配电主站根据故障处理策略自动完成故障隔离和非故障区域恢复供电。 b）半自动方式：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

就地型馈线自动化是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，完成敌 障区域定位、隔离及非故障区域恢复供电的馈线自动化处理模式。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： a）智能分布式：通过配电终端之间相互通信与逻辑配合，实现故障隔离和非故障区域恢复供电， 并可根据需要将故障处理的结果上报给配电主站。 6 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。具体又主要包括重合器一电流时间型分段器模 式与重合器一电压时间型分段器模式。 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、隔离功能的故障处理方式。

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，合理选择馈 线自动化实现模式。其设计应满足如下要求： a） 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 的配电线路，可采用集中型全自动方式。 b 供电可靠性要求高，但通信通道不满足遥控要求或开关设备不具备电动操动机构的配电线路 可采用集中型半自动方式。 c 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。 d 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，配电终端之间具备对等 通信条件的配电线路，可采用就地型智能分布式。 e） 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。 f 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自动远传功能为主。

a 配电主站应构建在标准、通用的软硬件基础平台上，满足可靠性、可用性、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。 b） 配电主站主要设备应采用双机、双网余配置，满足可靠性和系统性能指标要求。 c）· 配电主站应有安全、可靠的供电电源保障。 d） 服务器与工作站宜采用UNIX/LINUX操作系统和成熟可靠的支撑和应用软件，满足相关技术 标准和规范要求。 e）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，

6.2.2主站典型建设模式

6.2.2.1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进行扩展，以远程工作站方式实现 电自动化功能。地县一体化模式见图3

6.2.2.3调配一体化模式

县级供电企业基于调度自动化系统，实现配电自动化功能。调配一体化模式详见图4。

配电主站硬件主要包括：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、二次安全防护装置、网络设备、对时装置 及相关外设等，根据系统可靠性需求，对硬件设备合理配置。

a）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，以节省建 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、开关设备条件、配变类型、通信条件及监控需求，灵活选择 故障处理模式，合理配置配电终端设备。 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互感器或就近从低压电网取电方式，也可采用电流互感器 方式或其他新能源供电方式，同时应配置免维护后备电源；供电电源应满足终端运行、操作控 制和通信设备供电需求。

配电终端功能满足以下要求： a）配电终端功能应符合DL/T721标准要求，具体功能参见附录B。 b. 配电终端应支持符合DL/T634标准的101、104通信规约，宜支持符合DL/T860标准（IEC 61850）的协议。 c） 配电终端应具备硬件异常自诊断和告警、远端对时、远程管理等功能。 d 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 远程下装等相关功能。 e） 配电终端应具备状态量采集防抖功能，并支持上传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、 电能质量监测、配电网保护等功能。

配电终端配置原则如下： a）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 b）对于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， 对于部分供电可靠性要求很高的供电区域可适度提高“三遥”终端配置比例，以快速隔离故障 和恢复健全区域供电。 C 对于普通供电区域，宜以“二遥”终端为主，联络开关和特别重要的分段开关也可适度配置“三 遥”终端。 d）对于供电可靠性要求高于本供电区域的重要用户，宜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自动分界开关。

在具备保护延时级差配合条件的高故障率架空支线可配置断路器，并配备具有本地保护和重合 闸功能的“二遥”终端，以实现故障支线的快速切除，同时不影响主于线其余负荷。

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。 b） 配电通信网建设应因地制宜，合理选择通信方式，配电骨干层通信网应充分利用现有电力专用 通信网络；配电接入层通信网络可采用无线公网、光纤专网、有线公网、电力线载波、无线专 网等多种通信方式。 c） 宜实现对配电通信网中各类设备、多种通信方式的统一网管，有效提升对配电通信接入网的标 准化管理水平 d）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用专用纤芯。 e）配电通信建设应满足国家发展和改革委员会第14号令等电力二次系统安全防护等有关规定

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、电力线载波通信2种；无线通信方式主要包括无线专网、无 线公网2种。 b 对于“三遥”终端覆盖率较高区域，宜优先采用无源光网络（xPON）或工业以太网，对于光纤 无法覆盖的区域，可采用电力线载波、无线公网等方式；对于“一遥”、“二遥”终端覆盖区域， 宜采用无线公网通信方式。 C 采用xPON技术，光线路终端（OLT）宜布置在站室内，接入骨干通信网；光网络单元（ONU） 端口、通道宜采用穴余方式建设。 d 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RS232/485 串行接口的接入要求。 e） 采用工业以太网技术，汇聚交换机宜配置在站室内，接入骨干通信网；工业以太网应使用环网 结构，具备全保护自愈功能。 f） 采用无线公网技术时，采用基于VPN的组网方式，并支持用户优先级管理。 名 无线专网可采用230MHz复用等技术。

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

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

DL/T 3902016

GB/T 21714.3-2015 雷电保护 第3部分 建筑物的物理损坏和生命危险7.2配电主站主要技术指标

占主要技术指标要求见表

表2配电主站主要技术指标

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

DL/T3902016

附录B （规范性附录） 配电终端功能配置

QDCCS 03-2015 浙江东方茶业科技有限公司常山分公司 茶粕颗粒155123.2898