8.《配电自动化规划设计技术导则》(报批稿)

'ICS号文献分类号备案号：CECXXX2013Q/GDW国家电网公司企业标准Q/GDWXXX—2013配电自动化规划设计技术导则Theguideofplanninganddesignofdistributionautomation（报批稿）2013-XX-XX发布2013-XX-XX实施国家电网公司发布 Q/GDWXXX—2013目次前言...................................................................................I1范围................................................................................12规范性引用文件......................................................................13术语、定义和缩略语..................................................................14总则................................................................................45协调性要求..........................................................................46故障处理模式........................................................................56.1故障处理原则..................................................................56.2故障处理模式选择..............................................................57主站建设原则........................................................................57.1总体要求......................................................................57.2主站系统配置..................................................................67.3主站规模设计..................................................................67.4主站功能配置..................................................................68终端建设原则........................................................................68.1总体要求......................................................................68.2终端配置......................................................................69通信网建设原则......................................................................79.1总体要求......................................................................79.2组网方式......................................................................79.3通信方式选择..................................................................89.4通信规约......................................................................810信息交互...........................................................................811安全防护...........................................................................812分布式电源及多元化负荷接入适应性要求...............................................9附录A（资料性附录）配电自动化系统架构图.............................................10附录B（资料性附录）配电终端分区计算方法.............................................11编制说明..............................................................................17I Q/GDWXXX—2013前言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负责解释。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。本标准在执行过程中的意见或建议反馈至国家电网公司科技管理部门。I Q/GDWXXX—2013配电自动化规划设计技术导则1范围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/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-SystemInterfacesforDistributionManagement)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〕3.1.2配电自动化系统distributionautomationsystem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/GDWXXX—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〕3.1.3配电自动化系统主站masterstationofdistributionautomationsystem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〕3.1.4配电自动化终端remoteterminalunitofdistributionautomation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〕3.1.5配电自动化系统子站slavestationofdistributionautomationsystem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〕3.1.6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〕3.1.7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〕3.1.8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〕3.1.10信息交换总线informationexchangebus遵循IEC61968标准、基于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〕3.1.11故障处理FDIR(faultdetection,isolationandservicerestoration)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feederterminalunit-FTU2 Q/GDWXXX—2013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〕3.1.13站所终端distributionterminalunit-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〕3.1.14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〕3.1.15标准型二遥终端standardmonitoringterminal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〕3.1.16动作型二遥终端actiontypemonitoringterminal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〕3.1.17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〕3.1.18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。区域内配置终端的中压线路条数配电自动化覆盖率=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。区域内符合终端配置要求的中压线路条数配电自动化有效覆盖率=100%区域中压线路总条数3.2缩略语下列缩略语适用于本文件。二遥遥信、遥测三遥遥信、遥测、遥控DAS配电自动化系统（DistributionAutomationSystem）SCADA数据采集与监控（SupervisoryControlAndDataAcquisition）3 Q/GDWXXX—2013GIS地理信息系统（GeographicInformationSystem）PMS设备（资产）运维精益管理系统（ProductionManagementSystem）TMS通信管理系统（TelecommunicationManagementSystem）FA馈线自动化（FeederAutomation）xPON无源光网络（PassiveOpticalNetwork）APN接入点域名（AccessPointName）VPN虚拟专用网络（VirtualPrivateNetwork）FTU馈线终端（FeederTerminalUnit）DTU站所终端（DistributionTerminalUnit）TTU配变终端（TransformerTerminalUnit）4总则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虑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划、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一步到位，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。4 Q/GDWXXX—20135.2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一次设备如柱上开关、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。5 Q/GDWXXX—20137.1.3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，充分考虑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＋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。b）配网实时信息量在10～50万点，宜建设中型主站。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6 Q/GDWXXX—20138.2.1供电区域划分方法应遵循Q/GDW1738的规定。8.2.2A+类供电区域可采用双电源供电和备自投减少因故障修复或检修造成的用户停电，宜采用“三遥”终端快速隔离故障和恢复健全区域供电。8.2.3A类供电区域宜适当配置“三遥”、“二遥”终端。8.2.4B类供电区域宜以“二遥”终端为主，联络开关和特别重要的分段开关也可配置“三遥”终端。8.2.5C类供电区域宜采用“二遥”终端，D类供电区域宜采用基本型二遥终端，C、D类供电区域如确有必要经论证后可采用少量“三遥”终端。8.2.6E类供电区域可采用基本型二遥终端。8.2.7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，并对线路其它用户加装用户分界开关。8.2.8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，同时不影响主干线其余负荷。8.2.9各类供电区域配电终端的配置方式见表1，配置数量计算方法可参考附录B。表1配电终端配置方式推荐表供电区域供电可靠性目标终端配置方式A+用户年平均停电时间不高于5分钟（≥99.999%）三遥A用户年平均停电时间不高于52分钟（≥99.990%）三遥或二遥以二遥为主，B用户年平均停电时间不高于3小时（≥99.965%）联络开关和特别重要的分段开关也可配置三遥C用户年平均停电时间不高于9小时（≥99.897%）二遥D用户年平均停电时间不高于15小时（≥99.828%）基本型二遥E不低于向社会承诺的指标。9通信网建设原则9.1总体要求9.1.1配电通信网规划设计应对业务需求、技术体制、运行维护及投资合理性进行充分论证。配电通信网应遵循数据采集可靠性、安全性、实时性的原则，在满足配电自动化业务需求的前提下，充分考虑综合业务应用需求和通信技术发展趋势，做到统筹兼顾、分步实施、适度超前。9.1.2配电通信网所采用的光缆应与配电网一次网架同步规划、同步建设，或预留相应位置和管道，满足配电自动化中、长期建设和业务发展需求。9.1.3配电通信网建设可选用光纤专网、无线公网、无线专网、电力线载波等多种通信方式，规划设计过程中应结合配电自动化业务分类，综合考虑配电通信网实际业务需求、建设周期、投资成本、运行维护等因素，选择技术成熟、多厂商支持的通信技术和设备，保证通信网的安全性、可靠性、可扩展性。9.1.4配电通信网通信设备应采用统一管理的方式，在设备网管的基础上充分利用通信管理系统（TMS）实现对配电通信网中各类设备的统一管理。9.1.5配电通信网应满足二次安全防护要求，采用可靠的安全隔离和认证措施。9.1.6配电通信设备电源应与配电终端电源一体化配置。9.2组网方式9.2.1有线组网宜采用光纤通信介质，以有源光网络或无源光网络方式组成网络。有源光网络优先采用工业以太网交换机，组网宜采用环形拓扑结构；无源光网络优先采用EPON系统，组网宜采用星形和链形拓扑结构。7 Q/GDWXXX—20139.2.2无线组网可采用无线公网和无线专网方式。采用无线公网通信方式时，应采取专线APN或VPN访问控制、认证加密等安全措施；采用无线专网通信方式时，应采用国家无线电管理部门授权的无线频率进行组网，并采取双向鉴权认证、安全性激活等安全措施。9.3通信方式选择9.3.1配电自动化“三遥”终端宜采用光纤通信方式，“二遥”终端宜采用无线通信方式。在具有“三遥”终端且选用光纤通信方式的中压线路中，光缆经过的“二遥”终端宜选用光纤通信方式；在光缆无法敷设的区段，可采用电力线载波、无线通信方式进行补充。电力线载波不宜独立进行组网。9.3.2根据实施配电自动化区域的具体情况选择合适的通信方式。A+类供电区域以光纤通信方式为主，A、B、C类供电区域应根据配电终端的配置方式确定采用光纤、无线或载波通信方式，D、E类供电区域以无线通信方式为主。各类供电区域的通信方式选择具体见表2。表2配电终端通信方式推荐表供电区域通信方式A+光纤通信为主A、B、C根据配电终端的配置方式确定采用光纤、无线或载波通信D、E无线通信为主9.3.3当配电通信网采用EPON、GPON或光以太网络等技术组网时，应使用独立纤芯或独立波长；当采用无线公网通信方式时，应接入安全区，并通过隔离装置与生产控制大区相连。9.4通信规约配电主站与配电终端应采用标准化通信规约，优先选用DL/T634。10信息交互10.1配电自动化系统与调度自动化系统、PMS、电网GIS平台、营销业务系统等其他系统进行信息交互，遵循源端唯一、源端维护的原则，实现数据共享和应用集成。10.2配电自动化信息交互模型应遵循标准化原则，即以IEC61970/61968CIM标准为核心，遵循和采用调度自动化系统、PMS、电网GIS平台、营销业务系统等相关集成规范。10.3配电自动化应采用标准化的信息交互方式，配电主站与调度控制系统应按照智能电网调度控制系统相关标准技术要求进行数据交互，配电主站与其他系统之间的信息交互应遵循公司相关技术标准。10.4信息交换总线应支持基于消息的业务编排、信息交互拓扑可视化、信息流可视化等应用，满足各专业系统与总线之间的即插即用。10.5应根据主站规模和相关信息系统的接口数量，合理配置信息交换总线的相关软硬件。11安全防护11.1在生产控制大区与管理信息大区之间应部署正、反向电力系统专用网络安全隔离装置进行电力系统专用网络安全隔离。11.2在管理信息大区Ⅲ、Ⅳ区之间应安装硬件防火墙实施安全隔离。硬件防火墙应符合公司安全防护规定，并通过相关测试认证。11.3配电自动化系统应支持基于非对称密钥技术的单向认证功能，主站下发的遥控命令应带有基于调度证书的数字签名，现场终端侧应能够鉴别主站的数字签名。11.4对于采用公网作为通信信道的前置机，与主站之间应采用正、反向网络安全隔离装置实现物理隔离。11.5具有控制要求的终端设备应配置软件安全模块，对来源于主站系统的控制命令和参数设置指令应采取安全鉴别和数据完整性验证措施，以防范冒充主站对现场终端进行攻击，恶意操作电气设备。8 Q/GDWXXX—201312分布式电源及多元化负荷接入适应性要求12.1配电自动化系统应具备对接入配电网的分布式电源、储能系统及电动汽车充换电设施等的监控功能。12.2分布式电源、储能系统及电动汽车充换电设施接入配电网时，应评估其对配电自动化故障处理检测和策略的影响。9 Q/GDWXXX—2013附录A（资料性附录）配电自动化系统架构图设备（资配电网规调度自动电网GIS营销业务产）运维··划管理设化系统平台系统精益管理计平台系统数据中心信息交换总线数据传输总线正反向物理隔离数据传输总线配电自动化系统主站加密认证骨干通信网（四级）子站（选项）···终端通信接终端通信接入网入网FTUDTUDTUFTUDTUDTU柱上开关环网柱上开关环网开关站··柜开关站··柜图A.1配电自动化系统架构图10 Q/GDWXXX—2013附录B（资料性附录）配电终端分区计算方法影响可靠性的主要因素分为计划停电和故障停电，由于配电自动化技术一般只能针对故障停电，通过快速故障定位将故障隔离在较小范围，尽可能恢复受故障影响的健全区域供电，达到减小故障停电面积和缩短故障停电时间的作用，因此本计算只基于故障停电因素来确定各类区域内单条馈线上所需的配电终端数量。（一）参数定义本附录计算方法中参数定义如下：ASAI3：用户平均供电可靠率（RS-3）；AFset：只计及故障停电因素的用户供电可靠率要求；：故障停电户时数占总停电户时数的百分比；F：馈线年故障率；t2：在故障定位指引下由人工进行故障区域隔离所需时间；t3：故障修复所需时间；k2：每条馈线上的“二遥”分段开关台数；k3：每条馈线上的“三遥”分段开关台数；h：每个“三遥”分段内的“二遥”分段开关台数。（二）计算原理及公式各类区域每条馈线上所需安装的“三遥”或“二遥”配电终端数量取决于其只计及故障因素造成停电的可靠性（供电可用率）要求AFset、在故障定位指引下由人工进行故障区域隔离所需时间t2、故障修复所需时间t3以及馈线年故障率F，根据网架结构是否满足N-1准则，计算公式相应有所区别。（1）网架结构满足N-1的情形A+、A类区域网架结构一般满足N-1准则，在网架结构满足N-1准则的条件下，对于全部安装“三遥”终端的情形，假设在每条馈线上对k3台分段开关进行“三遥”，并同时对联络开关进行“三遥”，将馈线分为用户均等的k3+1个“三遥”分段，为了满足只计及故障因素造成停电的可靠性（供电可用率）要求AFset，k3应满足：tF3k31(k30)………………………………(1)8760(1AF)set在网架结构满足N-1准则的条件下，对于全部安装“二遥”终端的情形，假设在每条馈线上对k2台分段开关进行“二遥”，并同时对联络开关进行“二遥”，将馈线分为用户均等的k2+1个“二遥”分段，为了满足可靠性AFset要求，k2应满足：tF3k21(k21)………………………………(2)8760(1AF)tFset2需要指出的是式（2）是在满足k2+1>0条件下推导得到的，若根据式（2）求出的不等式右边的值是小于-1的，则应视为无解。对于式（3）、（4）、（6）、（7）、（8）同样应遵循这一处理原则。式（1）由于1-AFset一定大于0，不会出现不等式右边的值小于-1的情况，因此不存在这一问题。对于“三遥”和“二遥”终端结合的情形，假设在每条馈线上对k3台分段开关进行“三遥”，并同时11 Q/GDWXXX—2013对联络开关进行“三遥”，将馈线分为用户均等的k3+1个“三遥”分段，再在每个“三遥”分段内对h台分段开关进行“二遥”，将每个“三遥”分段分为用户均等的h+1个“二遥”分段，为了满足可靠性AFset要求，在给定k3的条件下，h应满足：tF3h1(h1)…………………………(3)8760(1AF)(1k)tFset32在给定h的条件下，k3应满足：F1htt23k31(k30)………………………………(4)87601AF1hset同时有：kk1h………………………………………………(5)23（2）网架结构不满足N-1的情形对于B类、C类和D类区域其网架结构不一定满足N-1要求，在网架结构不满足N-1准则（即线路采用辐射状接线，对侧没有备用电源）的条件下，假设在每条馈线上对k3台分段开关进行“三遥”，将馈线分为用户均等的k3+1个“三遥”分段，为了满足可靠性要求AFset，k3应满足：tF3k31(k30)……………………………(6)17520(1AF)tFset3在网架结构不满足N-1准则的条件下，假设在每条馈线上对k2台分段开关进行“二遥”，将馈线分为用户均等的k2+1个“二遥”分段，为了满足可靠性AFset要求，k2应满足：tF3k21(k21)…………………………(7)17520(1AF)tF2tFset32若主干线采用具有本地保护和重合闸功能的“二遥”终端实现k2+1级保护配合，则可以在故障处理过程中省去t2时间，为了满足可靠性AFset，k2应满足：tF3k21(k21)………………………………(8)17520(1AF)tFset3（3）单条馈线上所需“三遥”或“二遥”终端数量的确定联络开关在馈线采用全“三遥”终端配置方案或“三遥”和“二遥”终端结合配置方案时则相应地需对其进行“三遥”，在馈线采用全“二遥”终端配置方案时则相应地需对其进行“二遥”。除此之外，根据上述公式（1）-（8）可以计算出每条馈线所需进行“三遥”或“二遥”的分段开关数，也即所需划分的“三遥”或“二遥”分段数，相应即可确定每条馈线上所需配置的“三遥”或“二遥”终端的数量。但是在具体确定“三遥”或“二遥”终端的数量时，架空线路和电缆线路则存在一些区别。对于架空线路，由于其每配置1台“三遥”（或“二遥”）FTU通常只能对应1台开关，因此若采用全“三遥”或全“二遥”配电终端方案，除了联络开关需要配置1台终端以外，实际需要的“三遥”（或“二遥”）FTU的数量应为k3（或k2）；若采用“三遥”和“二遥”终端混合方案，则除联络开关配置“三遥”FTU以外，实际所需的“三遥”终端数量应为k3，“二遥”终端数量为k2。但是，对于电缆线路，其1台“三遥”（或“二遥”）DTU在某些情形下却往往可以针对多台开关，因此电缆馈线“三遥”或“二遥”DTU台数应根据由公式计算出的“三遥”或“二遥”分段数并结合DTU的实际配置方案来确定。图1所示为电缆馈线“三遥”DTU配置的几个典型例子，根据馈线的实际情况，分支环网柜可以安装1台“三遥”DTU实现两个“三遥”分段，非分支环网柜安装1台“三遥”DTU一般实现1个“三遥”分段，当馈线上环网柜比较少时，非分支环网柜安装1台“三遥”DTU也可实现多个“三遥”分段，并且可与联络开关的控制共享1台DTU。12 Q/GDWXXX—2013“三遥”DTU实现“三遥”DTU实现“三遥”DTU实现2个“三遥”分段1个“三遥”分段1个“三遥”分段并控制联络开关(a)大主干布置“三遥”DTU控制2个“三遥”分段(b)大分支布置注：图中，方块代表遥控的开关，实心代表分段开关，空心代表联络开关。图B.1电缆馈线“三遥”DTU配置举例（三）典型计算参数下各类区域馈线所需划分“三遥”或“二遥”分段数计算示例（1）典型计算参数的选取6类区域的划分主要依据供电可靠性指标RS-3（设为ASAI3），为了得到只计及故障停电因素的可靠性指标AFset，可按照式（9）进行折算：AF1(1ASAI3)…………………………………………(9)set根据2000年至2010年统计数据，城市配电网中故障停电户时数占总停电户时数的百分比平均为24%。本计算中，认为A+区域由于采用状态检修、带电检测和不停电作业等配电网管理提升因素以后可以有效减少区域的计划停电，其故障停电户时数占总停电户时数的百分比为100%，A类、B类、C类和D类区域采取管理提升措施后，认为其故障停电户时数占总停电户时数的百分比分别为80%、60%、40%和40%。E类区域暂不考虑建设配电自动化，因此未将其列入计算范围。各类区域的值及折算得到的AFset值如表1所示。表B.1各类区域的值及AFsetA+ABCDASAI3（%）99.99999.9999.96599.89799.828（%）10080604040AFset（%）99.99999.99299.97999.95999.932馈线年故障率F由馈线单位长度的年故障率与馈线长度的乘积确定。据2000年至2010年的统计数据，本计算中，架空裸线的单位长度年故障率取0.1次/km•年，电缆的单位长度年故障率取0.04次/km•年，电缆-架空混合馈线和绝缘架空线的单位长度年故障率取0.07次/km•年。据2000年至2010年的统计数据，本计算中，故障修复时间t3取4小时/次，在故障定位指引下由人工进行故障区域隔离所需时间t2取1小时/次。（2）典型计算参数下各类区域所需划分的“三遥”或“二遥”分段数计算结果①A+区域13 Q/GDWXXX—2013网架结构满足N-1准则时，A+区域每条馈线所需划分的“三遥”或“二遥”分段数量如表2所示。电缆馈线分段数超过30段时认为其不具备可行性，架空馈线分段数超过15段时认为其不具备可行性，用“—”表示。表B.2网架结构满足N-1准则时，A+区域每条馈线所需划分的“三遥”或“二遥”分段数量（即k3+1或k2+1）架空绝缘线电缆馈线架空裸线（或电缆-架空混合馈线）线路长度全“三（km）全“三全“二遥”“三遥”与“二全“三全“二“三遥”与“二全“二“三遥”与“二遥”终遥”终端终端遥”终端混合遥”终端遥”终端遥”终端混合遥”终端遥”终端混合端12——5——4——24——10——7——510————————②A类区域网架结构满足N-1准则时，A类区域每条馈线所需划分的“三遥”或“二遥”分段数量如表3所示。表B.3网架结构满足N-1准则时，A类区域每条馈线所需划分的“三遥”或“二遥”分段数量（即k3+1或k2+1）架空绝缘线电缆馈线架空裸线（或电缆-架空混合馈线）线路长度全“三（km）全“三全“二遥”“三遥”与“二全“三全“二“三遥”与“二全“二“三遥”与“二遥”终遥”终端终端遥”终端混合遥”终端遥”终端遥”终端混合遥”终端遥”终端混合端1+2;1+21+221222121+3;1+31+31+2;3+22+2;522310241+3;2+32+3;2+2;5+2;3+2;10366—4—2+3;4+3;3+3;注：“三遥”与“二遥”终端混合方案在计算时分别取h=1和h=2，计算结果以“a+b”的形式表示，其中“a”表示“三遥”分段数，“b”表示在每个“三遥”分段中划分的“二遥”分段数。③B类区域网架结构满足N-1准则时，B类区域每条馈线所需划分的“三遥”或“二遥”分段数量如表4所示。表B.4网架结构满足N-1准则时，B类区域每条馈线所需划分的“三遥”或“二遥”分段数量（即k3+1或k2+1）架空绝缘线电缆馈线架空裸线（或电缆-架空混合馈线）线路长度全“二每条线路上1个“三遥”终每条线路上1个“三遥”全“二每条线路上1个“三遥”（km）全“二遥”遥”终端，“二遥”终端均匀安插在终端，“二遥”终端均匀安遥”终终端，“二遥”终端均匀安终端端2个“三遥”分段内插在2个“三遥”分段内端插在2个“三遥”分段内222+222+222+2522+222+222+21022+252+232+22042+2—2+5132+3注：“三遥”与“二遥”终端混合方案计算时取k3=1，结果以“a+b”的形式表示，其中“a”表示“三遥”分段数，“b”表示在每个“三遥”分段中划分的“二遥”分段数。14 Q/GDWXXX—2013B类区域在网架结构不满足N-1准则时，每条馈线所需划分的“三遥”或“二遥”分段数量如表5所示。表B.5网架结构不满足N-1准则时，B类区域每条馈线所需划分的“三遥”或“二遥”分段数量（即k3+1或k2+1）架空绝缘线电缆馈线架空裸线线路长度（km）（或电缆-架空混合馈线）全“三遥”终端全“二遥”终端全“三遥”终端全“二遥”终端全“三遥”终端全“二遥”终端212121251223121012——4—207—————④C类区域C类区域在网架结构满足N-1准则时，每条馈线所需划分的“二遥”分段数量如表6所示。表B.6网架结构满足N-1准则时，C类区域每条馈线所需划分的“二遥”分段数量（即k2+1）架空绝缘线线路长度（km）电缆馈线架空裸线（或电缆-架空混合馈线）222252221022220263C类区域在网架结构不满足N-1准则时，每条馈线所需划分的“二遥”分段数量如表7所示。表B.7网架结构不满足N-1准则时，C类区域每条馈线所需划分的“二遥”分段数量（即k2+1）架空绝缘线线路长度（km）电缆馈线架空裸线（或电缆-架空混合馈线）2222522210242202——⑤D类区域D类区域在网架结构满足N-1准则时，每条馈线所需划分的“二遥”分段数量如表8所示。表B.8网架结构满足N-1准则时，D类区域每条馈线所需划分的“二遥”分段数量（即k2+1）架空绝缘线线路长度（km）电缆馈线架空裸线（或电缆-架空混合馈线）102222023230253D类区域在网架结构不满足N-1准则时，每条馈线所需划分的“二遥”分段数量如表9所示。表B.9网架结构不满足N-1准则时，D类区域每条馈线所需划分的“二遥”分段数量（即k2+1）架空绝缘线线路长度（km）电缆馈线架空裸线（或电缆-架空混合馈线）1022215 Q/GDWXXX—2013202—2302——D类区域在网架结构不满足N-1准则时，若在具备三段式过流保护配合条件的馈线主干线上配置带本地保护功能的“二遥”终端，每条馈线所需划分的带本地保护功能的“二遥”分段数量如表10所示。表B.10网架结构不满足N-1准则时，D类区域每条馈线所需划分的带本地保护功能的“二遥”分段数量（即k2+1）架空绝缘线线路长度（km）电缆馈线架空裸线（或电缆-架空混合馈线）1022220232302—3（四）某地区配电网配电自动化终端配置规划实例沿海某经济发达的中型城市，拟在其市区开展配电自动化，以提高供电可靠性。其中城市中心区负荷密集、对供电可靠性要求很高的A+区域涉及电缆馈线50条，线路长度均在2km左右；市区负荷较为密集、对供电可靠性要求高的A类区域涉及电缆馈线60条，线路长度均在5km左右；负荷集中、对供电可靠性要求较高的B类区域涉及架空裸线120条，线路长度均在5km左右。上述各区域内的馈线全部采用“手拉手”接线，且满足N-1准则，每两馈线之间通过联络开关互联。此外，还有负荷较为集中、对供电可靠性要求中等的C类区域涉及架空裸线馈线180条，线路长度均在10km左右，且均采用辐射状接线，不满足N-1准则。各类馈线共计410条。规划中的计算参数均按典型参数选取。对于A+区域的50条全电缆馈线，采用全“三遥”终端配置方案，25个含联络开关的环网柜共需25台“三遥”DTU，根据表2可查出需要将每条馈线划分为用户均等的4个“三遥”分段，根据馈线的实际情况，分支环网柜可以安装1台“三遥”DTU实现两个“三遥”分段，当馈线上环网柜比较少时，非分支环网柜安装1台“三遥”DTU也可实现多个“三遥”分段，并且可与联络开关的控制共享1台DTU，最终规划结果共需125台“三遥”DTU（包括联络开关在内）。对于A类区域中的60条全电缆馈线，采用全“三遥”终端配置方案，30个含有联络开关的环网柜采用“三遥”DTU（共需要30台），根据表3可查出，每条线路上还需再配置1台“三遥”DTU将馈线分为用户均等的2个“三遥”分段（共需要60台）。对于B类区域中的120条架空裸线，60台柱上联络开关配置“三遥”FTU（共需要60台），除此之外每条线路上再配置1台“三遥”FTU将馈线分为用户均等的2个“三遥”分段（共需要120台），根据表4可查出还需将每个“三遥”分段划分为2个用户均等的“二遥”分段，因此每条馈线上还需2台“二遥”FTU，共需要240台“二遥”FTU。对于C类区域中的180条架空裸线，采用全“二遥”终端配置方案，根据表7可查出需要将每条馈线划分为用户均等的4个“二遥”分段，每条馈线上需安装3台“二遥”FTU，共需540台“二遥”FTU。该配电自动化系统所需的各类配电自动化终端数量如表11所示。表B.11某地区配电网配电自动化终端配置数量规划结果A+类区域A类区域B类区域C类区域合计“三遥”DTU（台）1259000215“三遥”FTU（台）001800180“二遥”DTU（台）00000“二遥”FTU（台）0024054066016 Q/GDWXXX—2013配电自动化规划设计技术导则编制说明17 Q/GDWXXX—2013目次1编制背景·················································································································································192编制主要原则·········································································································································193与其他标准文件的关系··························································································································194主要工作过程·········································································································································195标准结构和内容······································································································································196条文说明·················································································································································2018 Q/GDWXXX—20131编制背景公司党组高度重视配电网的发展建设，不断加大配电自动化建设力度，为强化顶层设计，提高配电自动化技术和实际应用效果，推进配电自动化建设与配电网协调发展，公司发展策划部组织编制了《配电自动化规划设计技术导则》，对配电自动化规划设计提出规范性要求。2编制主要原则本标准编制主要遵循经济实用、标准设计、差异区分、资源共享、同步建设的原则：经济实用原则。注重系统功能实用性，结合配网发展有序投资，避免频繁改造，充分体现投资效益。标准设计原则。遵循配电自动化相关国标、行标、企标等技术标准体系。差异区分原则。根据建设区域类型与应用需求，实现差异化规划设计。资源共享原则。遵循数据源端唯一、信息全局共享的原则，实现信息系统间的有效交互。同步建设原则。配电网一二次建设遵循同步规划、同步设计、同步建设原则，实现协调发展。3与其他标准文件的关系本标准主要参考Q/GDW382《配电自动化技术导则》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》等标准文件，并注重与其衔接，是指导公司配电自动化规划设计的纲领性标准文件。《配电自动化建设改造标准化设计技术规定》、《配电自动化终端/子站功能规范》、《配电自动化终端技术规范》、《配电自动化系统主站功能规范》是与本标准同步修编的标准文件，主要规定了配电自动化建设实施过程中的相关细化原则。4主要工作过程本标准编制过程中，公司发展策划部组织多次会议，对本标准的编制给予指导、协调，并多次组织专家对本标准提出修改完善意见。2013年7月，公司发展部组织召开配电自动化规划专项工作启动会，正式启动本标准编制工作，确定承担单位，成立编制工作组。2013年8～9月，编制工作组调研国内外配电网规划与配电自动化相关技术标准，梳理本标准大纲，确定标准的基本框架，并在此基础上开展研究讨论，逐条确定标准条款。2013年9月25日，编制工作组完成本标准初稿，并在北京召开了专家评审会，对标准的框架和内容进行了深入讨论，形成7项主要的修改建议。2013年10月，编制工作组根据专家评审会意见，进一步完善了本标准有关章节和内容，形成本标准征求意见稿。2013年10月25日，公司发展部正式下发本标准征求意见稿，征求公司各有关单位意见。编制工作组整理相关反馈意见153条（采纳105条、适当采纳和补充说明14条、不采纳34条），并根据反馈意见修改完善本标准有关章节和文字内容，形成本标准送审稿。2013年11月28日，在北京召开了本标准送审稿评审会，形成4项主要的修改建议，编制工作组根据专家意见对本标准送审稿进行进一步补充与完善，形成本标准报批稿。在本标准编制过程中，安徽、福建、湖南、浙江、湖北、四川、山东、山西、重庆、甘肃、河南、宁夏、江苏、河北、青海、黑龙江、江西、冀北等单位对本标准的编制提出了很好的建设性意见。5标准结构和内容本标准主题章节分为12章，其中第1~3章介绍本标准的适用范围、引用标准文件以及术语定义，第4~12章为标准的主要内容，从配电自动化规划设计的不同方面明确了相关技术原则。本标准的主要结构和内容如下：19 Q/GDWXXX—20131.目次。2.前言。3.标准主题章节共设12章：第1章“范围”，主要说明了本标准的适用范围及用途。第2章“规范性引用文件”，列出了本标准所引用的标准和文件。第3章“术语、定义和缩略语”，主要说明了本标准所涉及的术语、定义及缩略语。第4章“总则”，主要说明了配电自动化系统建设目标及规划设计所应遵循的基本原则。第5章“协调性要求”，主要明确了配电网一二次统筹规划的基本原则。第6章“故障处理模式”，主要明确了故障处理原则及不同供电区域的故障处理模式选择原则。第7章“主站建设原则”，主要明确了配电主站配置原则、规模设计、建模图形等方面的技术规定。第8章“终端建设原则”，主要明确了配电终端在各类供电区域的配置原则。第9章“通信网建设原则”，主要明确了通信组网方式与不同供电区域的通信方式选择原则。第10章“信息交互”，主要明确了信息交互与信息交换总线的相关技术规定。第11章“信息安全”，明确了信息安全的总体要求，以及主站和终端信息安全的相关技术规定。第12章“分布式电源及多元化负荷接入适应性要求”，明确了配电自动化系统适应分布式电源与多元化负荷接入的主要原则。4.资料性附录A～B：配电自动化系统架构图、配电终端分区计算方法。6条文说明本标准的主要条文分析和说明如下：本标准第2章中，介绍了本标准编制过程中共引用的15项标准和1项国家文件，其中行业标准7项、企业标准6项、国际标准2项。此外，还参考了如下10项标准，其中国家标准2项、行业标准5项、企业标准3项。GB/T13720地区电网数据采集与监控系统通用技术条件GB/T14285继电保护和安全自动装置技术规程DL/T550地区电网调度自动化功能规范DL/T599城市中低压配电网改造技术导则DL/T721配电网自动化系统远方终端DL/T790采用配电线载波的配电自动化DL/T814配电自动化系统功能规范Q/GDW480—2010分布式电源接入电网技术规定Q/GDW617—2010光伏电站接入电网技术规定Q/GDW667—2011分布式电源接入配电网运行控制规范本标准第3章中，为增加标准可读性，引用了Q/GDW382《配电自动化技术导则》、Q/GDW514《配电自动化终端/子站功能规范》的相关术语定义与缩略语。此外，本标准首次明确了故障处理、故障监测方式与配电自动化覆盖率的定义。本标准第3.19条中，配电自动化覆盖率定义中“配置终端的线路”指至少安装了一个配电终端的中压线路。配电自动化有效覆盖率定义中“符合区域终端配置要求的线路”需要满足以下两个条件：1）线路配置终端，且符合正文表1中对应本类区域的终端配置标准；2）线路满足正文表1中对应本类区域的供电可靠性目标。以某地区为例，其D类供电区域中压线路条数为L，其中配置终端的线路条数为l，则该地区D类DD20 Q/GDWXXX—2013供电区域的配电自动化覆盖率R为：DlDR100%DLD同理可以得到A+~E各类供电区域的配电自动化覆盖率，而整个地区的配电自动化覆盖率可以由下式计算得到：liiR100%,iA,A,B,C,D,ELii式中，R为全地区的配电自动化覆盖率，l为各类供电区域中配置终端的中压线路条数，L为各类供ii电区域的中压线路总条数。配电自动化有效覆盖率计算原理同上，但与之对应的配电自动化有效覆盖线路必须为“符合区域终端配置要求的线路”。本标准第4.1条中，明确了配电自动化系统的功能定位与建设目标。本标准第4.3.3条中，明确了配电自动化的差异化规划思想。配电网覆盖面积广，地域特点差异较大，差异区分的规划设计原则有利于提高电网建设的整体经济性。本标准遵循Q/GDW1738《配电网规划设计技术导则》的供电分区划分原则，在基础上提出了相关条款。本标准第4.3.4条中，明确了配电自动化规划设计中信息资源共享的原则。配电网信息系统众多，配电自动化系统的建设应充分利用现有信息系统的数据，实现信息资源的高度共享与统一。构成完整的配电自动化系统至少要获取以下信息：a）从调度自动化系统（EMS）获取高压配电网（110、35千伏）的网络拓扑、相关设备参数、实时数据、控制事件、运行方式和事件记录等；b）从设备（资产）运维精益管理系统（PMS）获取中压配电网的相关设备参数、配电网设备计划检修信息和计划停电信息等；c）从电网GIS平台获取配电设备地理位置信息、中压配电网的馈线电气单线图、网络拓扑等；d）从用电信息采集系统获取公变、专变的运行状态信息，以及低压公变、专变的用电信息；e）从95598系统获取用户故障自动告警信息、保供电客户信息；f）从地区电量采集系统获取10千伏及以上电网供电信息；g）从调度OMS系统获得计划停电和控制操作等信息。本标准第4.3.5条中，明确了配电网一二次统筹建设的原则。配电网一二次建设过去由于未能完全同步，造成重复改造现象严重，影响了电网的经济性。建设改造同步的原则，有助于实现电网资源的高效利用。本标准第5.3条中，本条款主要考虑到避免光缆通信建设过程中通道资源紧张的问题。本标准第5.4条中，继电保护和自动装置具体还包括如下协调原则，可结合实际情况适当参考：a）对于供电半径较长、分段数较少的开环运行配电线路，在线路发生故障时，故障位置上游各个分段开关处的短路电流水平差异比较明显时，可以采取3段式过流保护或反时限过流保护实现多级保护配合，有选择性地快速切除故障。b）对于供电半径较短、变电站出线断路器未采用瞬时速断保护的开环运行配电线路，在线路发生故障时，故障位置上游各个分段开关处的短路电流水平往往差异比较小，可设置分支线和变电站出线断路器两级延时时间级差配合；或次分支线（用户）与分支线、分支线与变电站出线断路器三级延时时间级差配合，实现分支线故障不影响主干线、次分支故障不影响分支线。21 Q/GDWXXX—2013c）对于馈线断路器使用弹簧储能操动机构，延时时间级差可以设置为250ms~300ms；对于馈线断路器使用永磁操动机构的情形，延时时间级差可以设置为200ms~250ms。d）最下游的就地保护也可采用熔断器、分界开关或具有过流脱扣功能的断路器实现。e）对于架空线路或电缆架空混合线路，可配置自动重合闸控制以便在瞬时性故障时快速恢复供电。f）对于双电源负荷，在供电可靠性要求较高时，可配置备自投装置在主供电源故障而备用电源完好时，迅速将负荷切换至备用电源，以便快速恢复负荷供电。g）未配置就地继电保护功能或过流脱扣功能的开关可采用负荷开关，配置就地继电保护功能或过流脱扣功能的开关应采用断路器。本标准第7章中，明确了配电主站建设的基本原则，主站建设实施过程中的细化原则，如配网实时信息量计算方法、软硬件配置等，应参照Q/GDW625《配电自动化建设改造标准化设计技术规定》。此外，主站建模与主站图形方面还应遵循如下原则：a）主站建模1)配电主站建模应遵循IEC61970、IEC61968等标准模型，实现数据共享。2)配电主站应建立基于CIM标准的分析模型，通过信息交互与配网相关系统组合成完整的配网模型。配网模型包括从电网GIS平台获取的变电站外中压配网模型（馈线图、环网柜接线图）、从PMS获取的设备属性，从EMS或GIS获取的变电站内模型等，由配电主站实现模型拼接（包含模型的增量更新及拼接功能），构建完整、动态的配网图模信息，为配网运行调度和生产指挥提供完整的电网模型及拓扑资料。3)配电主站建立的配网模型应能够体现设备间的连通关系和配电网络的实时状态，适用于各种形式的配电网网架结构，支撑配电网在线分析应用。b）主站图形配电主站应基于标准的SVG图形或CIM/G格式（单线图、系统运行、监视画面等）与相关系统进行图形交换，保证系统图形的一致性，并通过CIM/XML或CIM/E方式获取电网模型的描述信息，实现主站图形的拓扑连通关系免维护。本标准第8.2条中，明确了配电终端的差异化规划原则。配电终端的配置位置和数量直接关系到供电可靠性，同时又会对投资产生较大影响，因此是配电自动化规划设计的重要环节。附录B“配电终端分区计算方法”中给出了配电终端配置的计算方法和规划实例，可参照该计算方法，结合配电网实际参数计算得到不同供电区域的终端配置情况。“配电终端分区计算方法”的具体理论可参考文献《配电自动化系统中配电终端数量规划》（刘健，程红丽，张志华.电力系统自动化，2013,37(12):44-50）。本标准第9.2.2条中，在无线电力专网技术不成熟和频率资源受限的前提下，无线公网通信在配电网中应用模式基于VPN方式的应用模式需要建立专门的无线公网中心，在无线公用网络基础之上组成专用的无线VPN。配电终端通过无线公网通信终端连接到移动运营商内部无线网络，再通过移动运营商与配电主站接入路由器之间的有线专线连接到主站。国家电网调〔2011〕168号“关于加强配电网自动化系统安全防护工作的通知”，下发了《中低压配电网自动化系统安全防护补充规定（试行）》，规定：对于不具备电力光纤通信条件的末梢配电终端和只采集遥信、遥测的配电终端，可采用无线公网（TD-SCDMA、GPRS、CDMA、230MHz等，优先选择TD-SCDMA）方式进行通信，公网通信必须采取APN和VPN等安全隔离、访问控制、认证加密等安全措施，配电网自动化系统主站与公网之间必须采取严格安全隔离措施，严禁将公网联入调度数据网及配网专用通信网络。22'