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DLT 390-2016 县域配电自动化技术导则简介：

DLT 390-2016是中国电力工业标准化委员会发布的一份关于县域配电自动化技术的行业标准。这份导则主要针对的是县级及以下电力系统的配电自动化技术，它详细规定了配电自动化系统的规划设计、设备选型、系统集成、运行管理以及维护等方面的要求。

DLT 390-2016涵盖了以下几个关键内容：

1. 系统架构：定义了配电自动化系统的整体架构，包括主站、子站、远方终端设备（RTU）以及通信网络等部分。

2. 功能要求：明确了配电自动化系统应具备的功能，如故障定位、隔离、恢复供电、负荷管理、状态监测等。

3. 技术参数：规定了配电自动化设备的技术参数和性能指标，如数据采集精度、通信速度、防护等级等。

4. 安全防护：强调了系统的安全防护措施，包括数据安全、网络安全、设备防雷等。

5. 设计与实施：提供了关于系统规划设计、施工安装、系统调试和验收的具体指导。

这份导则对于推动县级及以下电力系统的智能化、自动化管理水平提升，提高供电服务质量，保障电网安全稳定运行具有重要作用。

DLT 390-2016 县域配电自动化技术导则部分内容预览：

下列术语和定义适用于本文件。

配电自动化distributionautomation 配电自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，实现对配电网的监测、控制和快速故障隔离。

实现配电网运行监视和控制的自动化系统， 具备配电SCADA（supervisorycontrolanddata acquisition)、故障处理、分析应用及与相关应用系统互联等功能，主要由配电自动化系统主站、配电自

3.1.3 配电自动化系统主站masterstationofdistributionautomationsystem 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，简称配电主站。 3.1.4 配电自动化远方终端：remoteterminalunitofdistributionautomation 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，简称配电自动化终端、配电终端。 3.1.5 馈线终端feederterminalunit，FTU 安装在配电网架空线路杆塔等处具有遥信、遥测、遥控和馈线自动化功能的配电自动化终端。 3.1.6 站所终端distributionterminalunit，DTU 安装在配电网开关站、配电室、环网柜、箱式变电站等处具有遥信、遥测、遥控和馈线自动化功能 的配电自动化终端。 3.1.7 配变终端transformerterminalunit，TTU 用于配电变压器的各种运行参数的监视、测量和保护的配电自动化终端。 3.1.8 配电自动化子站slavestationofdistributionautomation 配电自动化系统的中间层设备JC∕T 401.4-2013 建材机械用铸钢件 第4部分：交货技术条件，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。

利用自动化装置或系统，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。根据故障处理过程是否经配电主站参与，分为集中型馈线自动化与就地型馈线 自动化2种类型。

下列缩略语适用于本文件。 一遥：遥信 二遥：遥信、遥测 三遥：遥信、遥测、遥控

下列缩略语适用于本文件 一遥：遥信 二遥：遥信、遥测 三遥：遥信、遥测、遥控

4.1配电自动化以提高供电可靠性、改善供电质量、提升运行管理水平和供电服务能力为目的，按照因 地制宜、实用经济、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配电自动化应综合考虑配电线路、开关设备和通信网络情况，合理选择配电自动化系统配置与馈线 自动化实现方式，宜采用技术成熟、免（少）维护、节能环保的设备。 4.4.配电首动化应充分利用现有通信资源，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。

T390 2016

6配电自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护规定》等 欠安全防护要求。

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，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

《电子级多晶硅 GB/T 12963-2014》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QB 1334-2004 水龙头通用技术条件，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。