配电自动化技术导则.doc

ICS29.2402
Q/GDW
国家电网公司企业标准
Q/GDW382—2009

配电自动化技术导则TechnicalGuideforDistributionAutomation

2009-12-25发布 2009-12-25实施
国家电网公司 发布

目 次
前言···················································································································································II
1 范围 1
2 规范性引用文件 1
3 术语和定义 2
4 总则 2
5 配电自动化对一次网架和设备的要求 3
6 配电自动化系统 3
7 信息交互 6
8 配电自动化对通信系统的要求 7
9 验收的技术要求 8
10 运行维护的技术要求 8
附录A（规范性附录） 配电自动化系统与相关应用系统的信息交互·····································10
附录B（资料性附录） 多种配电通信方式综合应用的典型案例·············································11
编制说明··········································································································································13

前 言
配电自动化是坚强智能电网建设的重要工作内容之一，按照“统一规划、统一标准、统一建设”的工作原则，为有效指导公司配电自动化相关工作，国家电网公司组织编写了《配电自动化技术导则》，作为公司智能电网标准体系的重要组成部分。
本导则遵循全面性、适用性、差异性和前瞻性的原则，在总结以往配电自动化实践经验的基础上，从公司生产运行的实际需要出发，针对配电自动化量大面广的特点，以及不同规模和不同条件下配电自动化的应用需求，对配电自动化相关工作提出了规范性技术要求。
本导则是配电自动化相关工作的技术指导性文件，同期编制的《配电自动化试点建设与改造技术原则》，在依据本导则的基础上，对配电自动化建设与改造工作提出了可操作的规范性要求。
本导则的附录A为规范性附录，附录B为资料性附录。
本导则由国家电网公司生产技术部提出并负责解释。
本导则由国家电网公司科技部归口。
本导则主要起草单位：国网电力科学研究院。
本导则参加起草单位：中国电力科学研究院、上海市电力公司、福建省电力公司、北京市电力公司、浙江省电力公司、宁夏电力公司、国网信息通信有限公司。
本导则主要起草人：沈兵兵、李卫良、赵江河、张子仲、丁孝华、陆融、彭晖、赵高峰、顾欣欣、付永长、陈国锋、钟晖、马崇伟、朱晓芬。

配电自动化技术导则
1 范围
本导则规定了国家电网公司管辖范围内中压配电网配电自动化及系统的主要技术要求和功能以及与相关应用系统信息交互应遵循的主要技术原则。本导则适用于国家电网公司所属各区域电网公司、省（自治区、直辖市）公司配电自动化及系统的规划、设计、建设、改造、验收和运行。
2 规范性引用文件
下列文件中的条款通过本导则的引用而成为本导则的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本导则，然而，鼓励根据本导则达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本导则。
GB/T13720 地区电网数据采集与监控系统通用技术条件
GB/T13729 远动终端设备
GB/T14285 继电保护和安全自动装置技术规程
DL451 循环式远动规约
DL516 电力调度自动化系统运行管理规程
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/T634 远动设备及系统
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
DL/T890 能量管理系统应用程序接口
DL/T1080 电力企业应用集成配电管理的系统接口
Q/GDW156 城市电力网规划设计导则
Q/GDW370 城市配电网技术导则
IEC60870 TelecontrolEquipmentandSystems
IEC61968 ApplicationIntegrationatElectricUtilities-SystemInterfacesfor
DistributionManagement
IEC61970 EnergyManagementSystemApplicationProgramInterface(EMS-API)
电监安全［2006］34号 电力二次系统安全防护总体方案
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
国家电网调［2009］1162号 智能电网调度技术支持系统建设框架
生配电［2009］124号 SG186生产管理系统配网业务需求功能规范
3 术语和定义
3.1配电自动化 distributionautomation
配电自动化以一次网架和设备为基础，以配电自动化系统为核心，综合利用多种通信方式，实现对配电系统的监测与控制，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。
3.2配电自动化系统 distributionautomationsystem
实现配电网的运行监视和控制的自动化系统，具备配电SCADA(supervisorycontrolanddataacquisition)、馈线自动化、电网分析应用及与相关应用系统互连等功能，主要由配电主站、配电终端、配电子站（可选）和通信通道等部分组成。
3.3配电SCADA distributionSCADA
也称DSCADA，指通过人机交互，实现配电网的运行监视和远方控制，为配电网的生产指挥和调度提供服务。
3.4配电主站 masterstationofdistributionautomationsystem
配电主站是配电自动化系统的核心部分，主要实现配电网数据采集与监控等基本功能和电网分析应用等扩展功能。
3.5配电终端 remoteterminalunitofdistributionautomationsystem
安装于中压配电网现场的各种远方监测、控制单元的总称，主要包括配电开关监控终端feederterminalunit（即FTU,馈线终端）、配电变压器监测终端transformerterminalunit（即TTU,配变终端）、开关站和公用及用户配电所的监控终端distributionterminalunit（即DTU,站所终端）等。
3.6配电子站 slavestationofdistributionautomationsystem
为优化系统结构层次、提高信息传输效率、便于配电通信系统组网而设置的中间层，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。
3.7馈线自动化 feederautomation
利用自动化装置或系统，监视配电线路的运行状况，及时发现线路故障，迅速诊断出故障区间并将故障区间隔离，快速恢复对非故障区间的供电。
4 总则
4.1 总体要求
（1）配电自动化应以提高供电可靠性、改善供电质量、提升电网运营效率和满足客户需求为目的，根据本地区配电网现状及发展需求分阶段、分步骤实施；
（2）配电自动化应纳入本地区配电网整体规划，在进行配电网的建设与改造时，应考虑实施配电自动化的需要；
（3）配电自动化建设与改造应统一规划、因地因网制宜，依据本地区经济发展、配电网网架结构、设备现状、负荷水平以及不同区域供电可靠性的实际需求进行规划设计，合理选择配电自动化实现方式，力求经济、实用、可靠。
4.2 配电自动化系统的建设与改造原则
（1）配电自动化系统应以面向配电调度和配电网的生产指挥为应用主体进行建设，实现对配电网的监视和控制，满足与相关应用系统的信息交互、共享和综合应用需求；
（2）配电自动化系统应满足相关国际、行业、企业标准及相关技术规范要求。系统主站设计应满足系统通用性和扩展性要求，减少功能交叉和冗余；
（3）配电自动化系统应按照先进性、可靠性、经济性、实用性原则，充分利用已有设备资源，综合考虑多种通信方式并合理选用；
（4）配电自动化系统应满足电力二次系统安全防护有关规定；
（5）配电自动化系统应满足配网调控一体化技术支持系统的功能要求，并考虑配电网智能化扩展应用。
（6）配电调度功能应满足智能电网调度技术支持系统建设框架和总体设计的要求。
5 配电自动化对一次网架和设备的要求
5.1 一次网架和设备要求
（1）配电自动化实施区域的网架结构应布局合理、成熟稳定，其接线方式应满足Q/GDW156《城市电力网规划设计导则》和Q/GDW370《城市配电网技术导则》等标准要求；
（2）一次设备应满足遥测和（或）遥信要求，需要实现遥控功能的还应具备电动操动机构；
（3）实施馈线自动化的线路应满足故障情况下负荷转移的要求，具备负荷转供路径和足够的备用容量。
5.2 其它要求
（1）配电自动化实施区域的站所应提供适用的配电终端工作电源；
（2）配电网电缆通道建设时，应考虑同步建设通信通道。
6 配电自动化系统
6.1 系统总体架构
配电自动化系统主要由配电主站、配电终端、配电子站（可选）和通信通道组成（系统构成见图1）。其中，配电主站是数据处理/存储、人机联系和实现各种应用功能的核心；配电终端是安装在一次设备运行现场的自动化装置，根据具体应用对象选择不同的类型；配电子站是主站与终端的中间层设备，一般用于通信汇集，也可根据需要实现区域监控功能；通信通道是连接配电主站、配电终端和配电子站之间实现信息传输的通信网络。
配电自动化系统通过信息交互总线，与其它相关应用系统互连，实现更多应用功能。
6.2 配电主站
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、可用性、扩展性和安全性，并根据各地区的配电网规模、实际需求和配电自动化的应用基础等情况选择和配置软硬件。

6.2.1 基本功能
（1）配电SCADA：数据采集（支持分层分类召测）、状态监视、远方控制、人机交互、防误闭锁、图形显示、事件告警、事件顺序记录、事故追忆、数据统计、报表打印、配电终端在线管理和配电通信网络工况监视等；
（2）与上一级电网调度(一般指地区电网调度)自动化系统和生产管理系统（或电网GIS平台）互连，建立完整的配电网拓扑模型。
6.2.2 扩展功能
（1）馈线故障处理：与配电终端配合，实现故障的识别、定位、隔离和非故障区域自动恢复供电；（2）电网分析应用：模型导入/拼接、拓扑分析、解合环潮流、负荷转供、状态估计、网络重构、短路电流计算、电压/无功控制和负荷预测等；
（3）智能化功能：配电网自愈控制（包括快速仿真、预警分析等）、分布式电源/储能装置/微电网的接入及应用、经济优化运行以及与其它智能应用系统的互动等。
6.2.3 配置原则
（1）硬件配置主要设备应采用双机、双网冗余配置，满足可靠性和系统性能指标要求，具有扩展性、通用性。配电主站应有安全、可靠的供电电源保障。
（2）软件配置
1） 服务器与工作站宜采用Unix/Linux操作系统；
2） 应采用成熟可靠的支撑和应用软件，满足相关技术标准和规范。
（3）功能配置
1） 配电主站应在具备基本功能的基础上，根据实际需要，合理配置扩展功能；
2） 在相应区域具备完备的配电网络拓扑的前提下，可配置馈线故障处理功能；
3） 在信息量的完整性和准确性满足要求的前提下，可配置电网分析应用功能；
4） 在配电主站功能成熟应用的基础上，可结合本地区智能电网工作的开展，合理配置智能化功能。
6.3 配电终端
6.3.1 应用对象和类型
配电终端应用对象主要有：开关站、配电室、环网柜、箱式变电站、柱上开关、配电变压器、配电线路等。根据应用的对象及功能，配电终端可分为馈线终端(FTU)、站所终端(DTU)、配变终端(TTU)和具备通信功能的故障指示器等。配电终端功能还可通过远动装置（RTU，remoteterminalunit）、综合自动化装置或重合闸控制器等装置实现。
6.3.2 基本要求
（1）配电终端应根据不同的应用对象选择相应的类型；
（2）配电终端应采用模块化设计，具备扩展性；
（3）配电终端应具备运行信息采集、事件记录、对时、远程维护和自诊断、数据存贮、通信等功能；
（4）除配变终端外，其它终端应能判断线路相间和单相等故障；
（5）支持以太网或标准串行接口，与配电主站/子站之间的通信宜采用符合DL/T634《远动设备及系统》和DL451《循环式远动规约》标准的101、104通信规约和CDT通信协议。
6.4 配电子站
6.4.1 子站类型
配电子站分为通信汇集型子站和监控功能型子站。通信汇集型子站负责所辖区域内配电终端的数据汇集、处理与转发；监控功能型子站负责所辖区域内配电终端的数据采集处理、控制及应用。
6.4.2 子站基本功能
通信汇集型子站：
（1）终端数据的汇集、处理与转发；
（2）远程通信；
（3）终端的通信异常监视与上报；
（4）远程维护和自诊断。
监控功能型子站：
（1）应具备通信汇集型子站的基本功能；
（2）在所辖区域内的配电线路发生故障时，子站应具备故障区域自动判断、隔离及非故障区域恢复供电的能力，并将处理情况上传至配电主站；
（3）信息存贮；
（4）人机交互。
6.5 馈线自动化
6.5.1 实施原则
馈线自动化功能应在对供电可靠性有进一步要求的区域实施，应具备必要的配电一次网架、设备和通信等基础条件，并与变电站/开闭所出线等保护相配合。
6.5.2 实现模式
馈线自动化可采取以下实现模式：
（1）就地型：不需要配电主站或配电子站控制，通过终端相互通信、保护配合或时序配合，在配电网发生故障时，隔离故障区域，恢复非故障区域供电，并上报处理过程及结果。就地型馈线自动化包括重合器方式、智能分布式等；
（2）集中型：借助通信手段，通过配电终端和配电主站/子站的配合，在发生故障时，判断故障区域，并通过遥控或人工隔离故障区域，恢复非故障区域供电。集中型馈线自动化包括半自动方式、全自动方式等。
7 信息交互
7.1 基本要求
信息交互基于消息传输机制，实现实时信息、准实时信息和非实时信息的交换，支持多系统间的业务流转和功能集成，完成配电自动化系统与其它相关应用系统之间的信息共享。信息交互宜遵循IEC61968的标准构架和接口方式。信息交互必须满足电力二次系统安全防护规定，采取安全隔离措施，确保各系统及其信息的安全性。
7.2 信息交互的内容
7.2.1 从相关应用系统获取的信息
配电自动化系统从相关应用系统获取以下信息：
（1）从上一级调度(一般指地区调度)自动化系统获取高压配电网（包括35kV、110kV）的网络拓扑、相关设备参数、实时数据和历史数据等；
（2）从生产管理系统（PMS）获取中压配电网（包括10kV、20kV）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；
（3）从生产管理系统（PMS）或电网GIS平台获取中压配电网（包括10kV、20kV）的馈线电气单线图、网络拓扑等；
（4）从营销管理信息系统或生产管理系统（PMS）获取低压配电网（380V/220V）的网络拓扑、相关设备参数和运行数据；
（5）从95598系统或营销管理信息系统获取用户故障信息；
（6）从营销管理信息系统获取低压公变和专变用户相关信息。
7.2.2 向相关应用系统提供的信息
配电自动化系统向相关应用系统提供配电网图形（系统图、站内图等）、网络拓扑、实时数据、准实时数据、历史数据、分析结果等信息。
7.3 信息交互的方式
信息交互宜采用面向服务架构（SOA），在实现各系统之间信息交换的基础上，对跨系统业务流程的综合应用提供服务和支持。接口标准宜遵循IEC61968-1中信息交换模型（IEM）的要求。
7.4 信息交互的一致性
配电自动化系统和相关应用系统在信息交互时应采用统一编码，确保各应用系统对同一个对象描述的一致性。
电气图形、拓扑模型的来源（如上一级调度自动化系统、配电自动化系统、电网GIS平台、生产管理系统等）和维护应保证唯一性。
8 配电自动化对通信系统的要求
8.1 基本要求
配电通信系统应根据配电自动化的实际需求，结合配电网改造工程较多、网架变动频繁的现状，兼顾其它应用系统的建设，统一规划设计，提高通信基础设施利用率。
配电通信系统可利用专网或公网，配电主站与配电子站之间的通信通道为骨干层通信网络，配电主站（子站）至配电终端的通信通道为接入层通信网络。其中：
（1）骨干层通信网络原则上应采用光纤传输网，在条件不具备的特殊情况下，也可采用其它专网通信方式作为补充。骨干层网络应具备路由迂回能力和较高的生存性。
（2）接入层通信网络应因地制宜，可综合采用光纤专网、配电线载波、无线等多种通信方式。采用多种通信方式时应实现多种方式的统一接入、统一接口规范和统一管理，并支持以太网和标准串行通信接口。
8.2 通信方式
通信方式主要包括光纤专网、配电线载波、无线专网和无线公网。其中：
（1）光纤专网通信方式宜选择以太网无源光网络、工业以太网等光纤以太网技术；
（2）配电线载波通信方式可选择电缆屏蔽层载波等技术；
（3）无线专网通信方式宜选择符合国际标准、多厂家支持的宽带技术；
（4）无线公网通信方式宜选择GPRS/CDMA/3G通信技术。具备遥控功能的配电自动化区域应优先采用专网通信方式；依赖通信实现故障自动隔离的馈线自动化区域宜采用光纤专网通信方式。
采用无线公网通信方式时应符合相关安全防护和可靠性规定要求。
9 验收的技术要求
9.1 出厂验收
配电自动化系统出厂时应进行出厂试验FAT(factoryacceptancetest），主要包括系统软硬件检查、系统功能测试和稳定性测试等内容。
9.2 现场验收
配电自动化系统现场投运前应进行现场试验SAT(siteacceptancetest)，主要包括系统各部件的外观和功能检查、出厂试验FAT主要测试项目，以及控制系统的回路校验等内容。
9.3 测试要求
每一个测试项目都应有完整的测试计划，明确初始条件，严格测试过程，并对测试结果进行有效评估。
9.4 技术资料
配电自动化系统验收时应提供完整的技术资料，主要包括系统及各部件的出厂验收和现场验收报告、系统用户手册（说明书）、安装调试记录等资料。
9.5 试运行
配电终端投入正式运行前，应有三个月至半年的试运行期；配电主站/子站投入正式运行前，应有半年至一年的试运行期。
9.6 实用化验收
配电自动化系统正式投运半年以后，应进行实用化验收。
10 运行维护的技术要求
10.1 基本要求
配电自动化系统的运行维护应纳入各单位的运行管理和考核体系，明确各相关部门的职责。
10.2 投运和恢复运行
相关基建项目投运时，配电终端及通信通道应同步投运；相关更改项目完成时，配电终端与一次、二次设备应同步恢复运行。

10.3 巡视与检查
应定期对配电自动化系统设备进行巡视、检查、测试和记录，并定期校核系统的遥测总准确度，检查遥信、遥控的正确性以及通信通道工作状态。
10.4 扩充与升级
配电自动化系统的重大软硬件扩充和升级应经过技术论证后实施，并需经过3至6个月的试运行，验收合格后方可正式投入运行。

图B-1中，通信系统由配网通信综合接入平台、骨干层通信网络、接入层通信网络以及配网通信综合网管系统等组成。
B.1 配网通信综合接入平台
在配电主站端配置配网通信综合接入平台,实现多种通信方式统一接入、统一接口规范和统一管理，配电主站按照统一接口规范连接到配网通信综合接入平台。另外，配网通信综合接入平台也可以供其它配网业务系统使用，避免每个配网业务系统单独建设通信系统，有利于配电通信系统的管理与维护。
B.2 骨干层通信网络
骨干层通信网络实现配电主站和配电子站之间的通信，一般采用光纤传输网方式，配电子站汇集的信息通过IP方式接入SDH/MSTP通信网络或直接承载在光纤网上。在满足有关信息安全标准前提下，可采用IP虚拟专网方式实现骨干层通信网络。
B.3 接入层通信网络
接入层通信网络实现配电主站（子站）和配电终端之间的通信。
B.3.1 光纤专网（以太网无源光网络）
配电子站和配电终端的通信采用以太网无源光网络EPON技术组网，EPON网络由OLT、ODN和ONU组成，ONU设备配置在配电终端处，通过以太网接口或串口与配电终端连接；OLT设备一般配置在变电站内，负责将所连接EPON网络的数据信息综合，并接入骨干层通信网络。
B.3.2 光纤专网（工业以太网）
配电子站和配电终端的通信采用工业以太网通信方式时，工业以太网从站设备和配电终端通过以太网接口连接；工业以太网主站设备一般配置在变电站内，负责收集工业以太网自愈环上所有站点数据，并接入骨干层通信网络。
B.3.3 配电线载波通信组网
按照DL/T790.32规定，配电线载波通信组网采用一主多从组网方式，一台主载波机可带多台从载波机，组成一个逻辑载波网络，主载波机通过通信管理机将信息接入骨干层通信网络。通信管理机接入多台主载波机时，必须具备串口服务器基本功能和在线监控载波机工作状态的网管协议，同时支持多种配电自动化协议转换能力。
B.3.4 无线专网
采用无线专网通信方式时，一般将无线基站建设在变电站中，负责接入附近的配电终端信息；每台配电终端应配置相应的无线通信模块，实现与基站通信。变电站中通信管理机将无线基站的信息接入，进行协议转换，再接入至骨干层通信网络。
B.3.5 无线公网
采用无线公网方式时，每台配电终端均应配置GPRS/CDMA/3G无线通信模块，实现无线公网的接入。无线公网运营商通过专线将汇总的配电终端数据信息经路由器和防火墙接入配网通信综合接入平台。
B.4 配网通信综合网管系统
在配电主站端配置的配网通信综合网管系统，可以实现对配网通信设备、通信通道、重要通信站点的工作状态统一监控和管理，包括通信系统的拓扑管理、故障管理、性能管理、配置管理、安全管理等。配网通信综合网管系统一般采用分层架构体系。

《配电自动化技术导则》
编 制 说 明

目 次
1.编制背景······························································································································15
2.编写过程······························································································································15
3.总体结构······························································································································16
4.主要条款说明······················································································································17

1编制背景
配电自动化是坚强智能电网建设的重要工作内容之一。我国的配电自动化从20世纪90年代开始试点工程的实践，取得了一定成果，但并未取得明显的应用效果，主要原因有：
1） 配电自动化的规划、建设和功能定位未能充分反映供电企业的实际需求，应用主体定位不清，缺乏整体实施规划；
2） 配电网网架较为薄弱，结构不够稳定，在配电网一次系统不具备条件的情况下，配电自动化系统难以实用；
3） 相关产品质量不稳定，可靠性较差，影响配电自动化系统的整体应用效果；
4） 缺乏配电自动化相关技术标准体系，难以对配电自动化相关工作进行有效指导。按照公司坚强智能电网建设“统一规划、统一标准、统一建设”的工作原则，为确保配电自动化试点工程顺利实施并有效指导配电自动化相关工作，亟需制定配电自动化相关技术标准。
《配电自动化技术导则》（以下简称《导则》）遵循全面性、适用性、差异性和前瞻性的原则，在总结我国以往配电自动化实践经验的基础上，从公司生产运行部门的实际需求出发，对配电自动化及系统的定义和内容进行了规范，并对配电自动化及系统的规划、设计、建设、改造、验收和运行等环节的相关工作提出了原则性技术要求。
《导则》作为公司智能电网标准体系的重要组成部分，是公司系统各单位开展配电自动化相关工作的纲领性文件。配电自动化规划、设计、建设、改造、验收、运行等相关标准的制定均应依据本《导则》。
2编写过程
2009年7月24日，公司智能部会同生技部、科技部、国调中心组织召开了“配电自动化标准制定工作讨论会”，会议确定了生技部负责组织制订《导则》，具体编制工作由国网电科院作为牵头单位，北京、上海、浙江、福建、宁夏电力公司和中国电科院、国网信通公司作为配合单位。明确了《导则》编制工作原则，提出了加快《导则》编制的相关工作要求。
2009年8月8日，国网电科院组织成立了《导则》编写组，配合单位均派出了技术专家参加《导则》的编写工作。
2009年8月10日，编写组在北京集中讨论《导则》编制框架。2009年8月11日，公司生技部会同智能部组织召开了《导则》框架讨论会，讨论《导则》的编写大纲，形成了《导则》基本框架。编写组明细了分工，落实了《导则》各部分编写人员。
2009年8月12日～2009年8月14日，编写组在北京集中编写《导则》。
2009年8月18日～2009年8月21日，编写组在南京集中编写《导则》，形成《导则》初稿。
2009年8月25日，编写组根据《导则》配合单位的反馈意见，对《导则》初稿进行了修改、完善。
2009年9月3日，编写组在北京集中讨论《导则》初稿，进一步完善《导则》初稿。
2009年9月4日，公司生技部会同智能部组织专家在北京召开《导则》初稿审查会，对《导则》初稿提出了进一步修改完善的意见和建议。
2009年9月8日～2009年9月10日，根据与会专家的审查意见，编写组在南京集中讨论、修改《导则》初稿，形成《导则》征求意见稿。
2009年9月11日～2009年9月18日，《导则》在公司系统各单位及总部发展部、安监部、营销部、农电部、基建部、智能电网部、国调中心等部门和国网信通公司进行了征求意见。
2009年9月20日～2009年9月24日，编写组在南京根据《导则》的征求意见反馈情况，对《导则》进行了补充完善，形成送审稿。
2009年9月25日，公司生技部会同智能部组织专家在南京召开《导则》第二次审查会，评审专家对《导则》送审稿提出了进一步修改完善意见，编写组根据专家意见对《导则》进行了修改完善。
2009年10月20日，公司生技部在总部组织召开了配电自动化专题会议，总部营销部、科技部、智能电网部、国调中心，中国电科院和国网电科院参加了会议，与会代表对《导则》提出了补充完善意见。会后，编写组根据会议意见，进一步完善了《导则》有关章节和文字内容，于10月下旬形成报批稿。
3总体结构
《导则》共分10章。
第1章“范围”，主要说明本导则的规定内容和适用范围。第2章“规范性引用文件”，列出了本导则所引用的21项标准、导则、规范、规程和有关文件。第3章“术语和定义”，主要明确了配电自动化、配电自动化系统、配电SCADA、馈线自动化、配电主站、配电终端和配电子站等术语的定义。
第4章“总则”，主要对配电自动化的规划、设计、建设、改造等环节，以及配电自动化系统的建设原则、安全要求等内容提出了原则性要求。
第5章“配电自动化对一次网架和设备的要求”，主要明确了实施配电自动化对一次网架和设备的相关技术要求。
第6章“配电自动化系统”，主要明确了配电自动化系统的基本结构以及配电主站、配电终端和配电子站等各部分的技术要求，并对实施馈线自动化的有关要求进行了规范；
第7章“信息交互”，主要明确了配电自动化系统与相关应用统进行信息交互的内容、方式、一致性等技术要求。
第8章“配电自动化对通信系统的要求”，主要明确了配电通信系统的设计原则，骨干层和接入层通信网络的建设原则，以及主要通信方式的技术要求。
第9章“验收的技术要求”，主要明确了配电自动化系统的验收项目及相关技术要求。
第10章“运行维护的技术要求”，主要明确了配电自动化系统运行维护的工作内容和相关技术要求。附录A“配电自动化系统与相关应用系统的信息交互”，主要描述了配电自动化系统与相关应用系统之间的信息交互方式和内容。
附录B“多种配电通信方式综合应用的典型案例”，主要描述了配电自动化系统综合应用多种通信方式的典型案例。
4主要条款说明
第4.1的（1）条 本条明确了配电自动化建设的目的和实施原则（根据本地区配电网现状及发展需求分阶段、分步骤）。提出配电自动化应以提高供电可靠性、生产运行管理水平和用户服务质量为目的，不应盲目建设。
第4.1的（2）条 本条明确了配电自动化的规划设计原则：应纳入本地区配电网整体规划，统筹考虑，减少配电网架频繁变动。
第4.1的（3）条 本条明确了配电自动化建设与改造的原则，应因地因网制宜，力求经济、实用、可靠。
第4.2的（1）条 本条明确了配电自动化系统建设的应用主体，并考虑满足与相关应用系统的信息交互、共享和综合应用需求。
第4.2的（2）条 本条明确了配电自动化系统的相关规范要求和配电主站的设计原则。
第4.2的（3）条 本条明确了配电自动化建设与改造的基本原则，应充分利用已有的设备资源（包括主站、终端、子站以及通信通道等），并结合本地区实际，综合考虑采用多种通信方式。
第4.2的（4）条 本条明确了配电自动化系统应满足电力二次系统安全防护规定的要求。配电自动化系统在实现跨信息安全区域交换数据，以及采用公网通信方式时，必须严格按照有关要求，执行信息安全防护有关措施。
第4.2的（5）条 本条明确了对配电自动化系统的前瞻性要求，应为实施配网调控一体化管理提供有效的技术支撑，并结合本地区智能电网工作的开展，具备智能化应用的扩展功能。
第5.1的（1）条 本条明确了实施配电自动化区域的网架结构应结构合理、成熟稳定，减小网架频繁变动对配电自动化相关工作的不利影响。同时配电网接线方式应采用标准的接线方式。
第5.1的（2）条本条主要针对实施配电自动化的不同功能需求，对一次设备提出了遥信、遥测，以及远程控制等功能要求。
第5.1的（3）条 本条明确了实施馈线自动化的线路，应当满足线路负荷转移的基本条件，包括具备负荷转移路径和足够的备用容量等要求。
第5.2的（1）条 考虑到配电终端的电源一般从现场取得，本条明确了实施配电自动化区域的变电站、开闭站等站所应具备提供配电终端适用的工作电源的要求。
第5.2的（2）条 考虑到单独兴建配网通信通道造价高、难度大，因此本条提出在开展配电电缆通道建设时，应结合土建工程施工，敷设通信光纤，同步建设通信通道。
第6.2.1.条 本条明确了配电主站必备的配电SCADA功能和与上一级调度自动化系统互连两方面内容，并对配电网拓扑模型的来源进行了明确。
第6.2.2.条 本条明确了配电主站的扩展功能内容（馈线故障处理、电网分析应用和智能化应用）。主站的馈线故障处理功能是指基于主站实现的馈线自动化功能，即集中型馈线自动化功能，馈线故障处理应在相应区域具备完备的配电网络拓扑的前提下实施；电网分析应用作为配电网的分析功能，不是必备的功能；智能化应用主要考虑智能电网的建设，扩展相应的智能应用。扩展功能可以根据配电自动化的实际需求进行选配。
第6.2.3条 由于计算机硬件的发展迅速，因此不对配电主站的硬件型号和数量进行限定，在满足系统功能要求的基础上符合配电主站性能指标的硬件都可列入选择范围，但需要满足扩展性、通用性要求。在配电主站功能的配置上，需要结合相应的原则和条件，配置馈线自动化和电网分析应用。在同期编制的《配电自动化建设与改造技术原则》中提出有关计算公式和性能指标公式，根据这些公式对配电主站的的服务器、工作站和存储容量进行选择配置。
第6.3.1条 主要给出配电终端定义、分类以及配置的基本原则。并强调配电终端的功能应适应不同可靠性、不同接线方式的一次网架，体现实现配电自动化最终目的是提高配电网运行可靠性。
近年来，配电设备（如箱式变、配电站）往往合用一台终端，具备开关控制、配变监测、采集线路信息的功能，因此采用按照应用场合进行分类，便于确定终端应具备的基本功能，方便实际工程应用选型。
第6.3.2条 在终端的基本要求中，对常规的三遥功能，因部分配电终端（如故障指示器、一遥终端）仅采集遥信信息，即仅要求终端具备配网的故障检测及遥信功能；其它终端需要具备遥测功能、遥控功能，则在相应的应用场合中分别列出（详见同期编制的《配电自动化建设与改造技术原则》）。事件记录、数据存贮、对时等功能为各种终端的基本要求。特别指出，不具备通信能力的配电终端，不列入本导则规定的配电终端范畴。
第6.4.1条 本导则中将子站分为两类。其中通信汇集型子站的目的是在终端因为通道或其他原因限制，不能够直接连接到主站情况下，汇集终端的信息，通过子站向上的快速通道转发终端信息。对采用配电载波或无线专网的情况下，推荐采用这种方式。对采用综自模式实现的开闭所自动化，其总控单元即为通信汇集型子站。这种方式下，子站应能够判断终端的运行工况并及时反馈至主站，使主站能够了解终端的运行情况。同时应能够将上下行的控制命令存贮在当地，供未来事故排查时分析。
监控功能型子站，是一种较高级的子站系统。其设置目的是主要针对大型配网自动化系统或智能小区、新区等地区，快速处理当地的故障，同时也可降低主站的信息流量。对某些地区，区域型的主站系统将其采集的信息上送到上级配电主站系统，则区域型的主站也可称之为上级配电主站的子站。这种模式便于实现配网的分层管理。
第6.5.1条 为确保馈线自动化实施效果，对一次网架、设备和通信等基础条件。同时提出，实施馈线自动化需要与本区域变电站/开闭所出线等保护相配合，确保馈线自动化的控制设备正确动作。
第6.5.2条 分析前几年实施的馈线自动化系统，针对不同的网架结构、可靠性要求，馈线自动化有很多实施模式，如电压型、电流型、混合型、人机交互型、综自型、看门狗型、广域保护型等。在本次分类中，主要从配电主站或配电子站是否参与进行分类。第一种模式需要配电主站或配电子站参与进行，可优化供电方式，实现馈线自动化的模式，如电流型、人机交互型统一归并到集中型；对采用故障指示器监测线路故障，上送到主站，由主站判断故障区域，也归并到集中型模式。第二种模式包括通过终端时序、保护、通信交互的