中华人民共和国电力行业标准

配电自动化系统设计规程

Code for design of distributionautomation system

DL/T 5587-2021

主编部门:电力规划设计总院

批准部门:国家能源局

施行日期:2021年7月1日

国家能源局

公告

2021年第1号

国家能源局批准《水电工程建设征地移民安置综合设计规范》等320项能源行业标准(附件1)《Carbonsteel and low alloysteel for pressurized water reactor nuclear power plants-Part 7.Class1,2,3 plates》等113项能源行业标准外文版(附件2)水电工程水生生态调查与评价技术规范》等5项能源行业标准修改通知单(附件3),现予以发布。

附件:1.行业标准目录

       2.行业标准外文版目录

       3.行业标准修改通知单

国家能源局

2021年1月7日

前言

根据《国家能源局关于下达2013年第一批能源领域行业标准制(修)订计划的通知》(国能科技(20131235号)要求，标准编制组经广泛调查研究,认真总结实践经验,参考国内和国际相关技术标准,并在广泛征求意见的基础上,制定本标准。

本标准的主要技术内容有;总则,缩咯语，基本规定,系统总体架构,配电主站,配电子站,配电终端,馈线自动化,通信系统,安全防护,配电设备,辅助系统等。

本标准由国家能源局负责管理，由电力规划设计总院提出，由能源行业电力系统规划设计标准化技术委员会负责日常管理，由中国能源建设集团广东省电力设计研究院有限公司负责具体技术内容的解释。执行过程中如有意见或建议,请寄送电力规划设计标准化管理中心(地址:北京市西城区安德路65号，邮政编码:100120，邮箱:bzzhongxin@eppei.com)。

本标准主编单位:

中国能源建设集团广东省电力设计研究院有限公司

本标准参编单位:

国网湖南省电力公司电力科学研究院

中国能源建设集园江苏省电力设计院有限公司

中国电力工程顾问集团西南电力设计院有限公司

本标准主要起草人员:王海华  孙浩  张磊  李志铿

                              张岚  冷华  朱吉然  王根华

                              王晓虎  李嘉逸  张胜飞  唐海国

                              龚汉阳

本标准主编单位:中国能源建设集团广东省电力设计研

究院有限公司

本标准参编单位:国网湖南省电力公司电力科学研究院

中国能源建设集团江苏省电力设计院

有限公司中国电力工程顾问集团西南电力设计院有限公司

本标准主要审查人员:黄晓莉  王永福  熊煌  张伟

                              陶文伟  董宁  王治华 杨海州

                              周明方  李洪卫  凌万  水周文俊

                              张伟  储真荣  黄贻煜  谢玉和

                              唐振宁  李儒志  马麟  杨然静

                              刘开华

目次

1 总则

2 缩略语

3 基本规定

4系统总体架构

4.1系统架构

4.2设计原则

4.3系统总体性能要求

5 配电主站

5.1系统功能

5.2硬件设备选型及配置

5.3软件配置

6 配电子站

6.1配置原则

6.2设计要求

7 配电终端

7.1馈线终端、站所终端

7.2配变终端

8 馈线自动化

8.1主要方式

8.2设计要求

9 系统通信

9.1总体结构

9.2技术选用原则

9.3配置原则

9.4通信性能指标

10安全防护

11配电设备

12辅助系统

12.1 电源

12.2 对时

12.3 防雷接地

12.4环境

附录A 配电自动化主站系统典型配置图

本标准用词说明

引用标准名录

附:条文说明

1 总则

1.0.1 为规范和统一配电自动化系统设计标准,更好地指导各地又重电自动化建设工作,制定本标准。

1.0.2 本标准适用于配电自动化系统的规划、设计、建设和改造

工作。

1.0.3 配电自动化系统设计除应执行本标准的规定外,尚应符合国家现行有关标准的规定。

3.基本规定

3.0.1 系统设计应面向配电网调度和生产指挥,与配电网调度运行和生产管理体制相适应,实现对配电网的监视和控制,并足与相关应用系统的信息交互、共享和综合应用需求。系统应采用先进、成熟的技术,力求经济实用。

3.0.2 系统设计必须执行国家经济建设方针和各项技术经济政策。从电力系统特点和运行实际出发,应满足可靠性、实用性和经济性的要求。

3.0.3 系统设计应结合配电网区域类别、规划目标、负荷密度、网架结构、设备现状、现场环境及通信条件的基础，合理择配电自动化实现方式及系统功能要求、配电终端类型及其功能配置等。

3.0.4 配电自动化系统设计应以配电网系统规划设计为依据，并在酢电网调度运行管理体制、管理范围划分原则明确的前提下进行;同时应充分利用现有配电网一次设备基础和通信资源，合理开展一次设备的配套建设改造，结合配电自动化业务发展需求和通信技术发展趋势,统一规划设计、分步实施,避免重复建设。

3.0.5 系统设计应以现状为基础,并满足未来5年~10年发展需求。

3.0.6 对运行时间超过10年且已不满足运行需要的配电主站系统,可在充分利用现有系统资源基础上按新建主站标准建设。

3.0.7 配电自动化系统应支持分布式能源接人与控制、配电网自愈、互动化应用等智能电网的扩展需求。

3.0.8 配电自动化系统应具备良好的可扩展性及可适应性,所使用的配电自动化智能终端设备应具备设备对等通信及实现即插即用(P&P)的要求,并且保证不同厂家的终端设备

能够实现互联、互换及互操作,配电自动化智能终端设备之间应能通过相互通信实现故障快速定位、隔离及非故障区域恢复供电,并将处理结果上报配电自动化主站系统。配电网通信系统及其通信协议编写应能为配电自动化智能终端实现上述功能提供支持。

3.0.9配电自动化系统的安全防护应符合《电力监控系统安全防护规定》(国家发展和改革委员会令第14号)信息系统等级保护要求和国家信息安全的相关条例与规定。

3.0.10 配电网通信系统应与配电自动化业务同步规划和建设在满足配电自动化通道需求的前提下,综合考虑配用电综合业务的通道需求,通信网络建设应遵循“统一规划、分步实施、适度超前”的原则。

3.0.11 配电网通信系统是电力通信网的有机组成部分，包括骨干通信网和终端通信接入网。骨干通信网应充分利用现有电网光纤通信网络资源,终端通信接入网建设应综合考虑配电信息传送通道需求采用适宜的通信技术。

3.0.12配电网通信系统设计应考虑业务通道的可用性、可靠性、安全性,可采用多网络、多链路、多路径的组织方式。

4系统总体架构

4.1 系统架构

4.1.1 配电自动化系统作为独立系统建设时主要由配电主站、电子站(可洗)配电终端和通信通道组成。系统根据电终端入规模或通信通道的组织架构，宜采用两层(即主站层一终端层)结构,必要时可采用三层(主站层-子站层一终端层)结构。配电自动化系统如图 4.1.1所示。

图4.1.1 配电自动化系统示意图

1 配电主站实现数据采集、处理及存储、人机联系和各种应用功能;

2 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连接配电终端的信息汇集与处理;监控功能型子站除具备通信汇集型子站的功能外,还具备当地监控和区域故障处理等功能;

3 配电终端主要采集配电网实时运行数据、检测、识别故障、开关设备等运行工况，进行处理及分析,通过有线/无线通信等手段,上传信息、接收控制命令等,实现电源的不间断性供电;主要实现对中压配电网上开闭所、环网柜、柱上开关、配电变压器等一次设备的实时监控;

4 通信通道是连接配电主站、配电子站和配电终端之间实现信息传输的通信系统。

4.1.2配电自动化系统应通过与其他相关应用系统(外部系统)互连,实现数据共享和功能扩展。

4.1.3 配电自动化系统的监控对象应依据一次设备及配电自动化的实现方式合理选择,各类信息应根据实时性及网络安全性要求进行分层或分流处理。

4.1.4 配电自动化系统的功能扩展、综合性应用或互动化应用，宜与其他相关系统通过进行数据共享和信息整合来实现。

4.2 设计原则

4.2.1 配电主站设计应符合下列规定

1 区、县级供电公司宜采用远程工作站方式实现对本地配电网络的监控,大型区、县供电公司根据需要可单独建设配电主站;2配电主站应按照配电网规模及发展需求建设配电主站支撑平台及配电SCADA、馈线自动化等功能,根据各自地区不同特点配电主站支撑平台可选择与调度系统采用一体化支撑平台;3 配电主站应采用基于冗余的开放式分布应用环境,整个软硬件体系结构应满足冗余性和模块化要求;主站关键设备及软件应用服务应冗余配置;

4应按照配电自动化覆盖范围及发展需求，合理规划配电主站的数据接入容量和处理能力，并可根据需要进行扩容;

5系统应实现与调度自动化、计最自动化、配网GIS、配网PMS、营销管理等系统的信息共享和应用集成。

4.2.2 电子站设计应符合下列规定:

1 电子站是主站与终端之间的中间层设备，应根据电自动化系统分层结构的情况选用，

2应根据数据采集监控需求、通信架构及馈线自动化模式等,合理选用通信汇集型子站或监控功能型子站。

4.2.3 配电终端设计应符合下列规定:

1 配电终端设计应以可靠、实用为基本原则,根据配电网区域类别、线路类型、开关设备条件、通信条件及控需求，合理配置配电终端设备;

2 对供电可靠性要求较高的区域可适量配置带遥控功能的终端。

4.3 系统总体性能要求

4.3.1配电自动化系统主要性能及技术指标应符合表4.3.1的规定。

表4.3.1配电自动化系统主要性能及按术指标

5配电主站

5.1系统功能

5.1.1 配电主站应具备下列基本功能:数据采集、数据处理、事件顺序记录、事故道忆/画放、系统时间同步、控制与操作、防误闭锁、故障定位、电终端在线管理和电通信网络工况监视、与相关系统互联、网络拓扑着色等。

5.1.2 配电主站宜根据配调职责范及实际和运行管理需求实现下列扩展功能:

1. 馈线故障处理:与电终端配合,实现故障的自动离和非故障区域恢复供电;

2 与其他应用系统互联及互动化应用:通过系统间互联，整合相关信息,扩展综合性应用;

3 配电网分析应用:网络拓扑分析、状态估计、潮流计算、合环分析、负荷转供、负荷预测等;

4智能化功能:配电网自愈(快速仿真、预警分析)、计及分布式电源/储能装置的运行控制及应用、经济优化运行以及与其他智能应用系统的互动等。

5.1.3 系统应实现支持多系统间的业务转和功能集成,完成电自动化系统与其他相关应用系统之间的信息共享。信息交互宜遵循现行行业标准《电力企业应用集成配电管理的系统接口》DL/T 1080的标准构架和接口方式。

5.1.4 信息交互应满足电力监控系统安全防护规定,采取安全隔离措施,确保各系统及其信息的安全性。

5.1.5 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。接口标准宜遵循现行行业标准《电力企业应用集成配电管理的系统接口》DL/T1080中信息交换模型(IEM)的要求。

5.1.6 配电自动化系统和相关应用系统在信息交互时宜采用统一的设备命名和模型规范,确保各应用系统对同一个对象描述的一致性。应具备由配网GIS系统导人配网设备参数、模型参数网络拓扑、电气图形等能力,确保设备参数模型的唯一性和网络拓扑的正确性。

5.2 硬件设备选型及配置

5.2.1 配电主站硬件主要包括以下设备类型:服务器、工作站(含远程工作站)、网络设备、外存储器、输入输出设备、安全防护设备时钟同步装置等。配电自动化主站系统典型配置图参见本标准附录A。

5.2.2系统硬件应选用符合国家现行标准的、通用的计算机等硬件设备,并采用机架式安装,关键设备应配置双路独立电源,满足性能稳定、维护方便和灵活可扩的要求。新建计算机系统应选用成熟的主机系统和配套设备,并应具有良好的可扩性、可维护性兼容性及较高的可靠性和性能价格比,在条件具备的情况下，应选用安全自主可控产品。

5.2.3 配电主站硬件配置应遵循冗余化配置原则，整个系统宜采用双重化网络结构,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。

5.2.4 服务器和网络设备的数据处理和计算能力应与配电主站的功能以及所管辖范围的配电网规模相适应。应根据设计水平年配电主站的功能,并考虑运行10年内发展的需要,按下列条件确定计算机系统的规模:

1 数据采集与监控对象的容量;

2 配电子站、配电终端的类型及数量;

3 与相关应用系统之间数据交换的类型及数量;

4 外部设备的类型及数量;

5 通道数量及传送速率;

6 计算机中央处理单元(CPU)负荷率的估算条件和具体要求

5.2.5在电力系统正常情况下,任意5min内,计算机CPU平均负荷率应小于30%,硬盘备用空间应大于或等于20%。5.2.6在正常运行情况下,任意5min内,网络平沟负载率应小于20%。当双网以分济方式运行时，每一网络的负裁率应小于15%,单网运行情况下网络负载率不超过30%。5.2.7 在确定计算机内、外存容量时,应考虑在满足设计水平年要求的基础上留有一定的备用容量,以利于系统的扩充。5.2.8主站系统应配置具有工频频差、时差测量部件并能与标准时间送行对时的标准时钟设备。主站系统时间与标准时间误差不应大于 1ms。

5.2.少 根据配电子站、电终端的信息传送方式对通道的要求，应酝置必要的通信接口,并提出对通道数量、质量的要求。

5.3 软件配置

5.3.1系统应各系统软件、支持软件。操作系统、据库等软件应采用商业化并稳定运行的最新版本。系统宜采用通过国家指定部门检测认证安全加固的操作系统。应采用符合标准的统一支潭平台、具有统一风格的人机界面。

5.3.2 系统应配置技术成熟、符合标准的模块化结构的应用软件。应用软件的设计应采用模块化设计，宜满足国家有关标准。应使用标准的软件编程接口,提高应用软件与硬件系统的独立性。

5.3.3在条件具备的情况下,各类软件应选用安全自主可控的产品。

6配电子站

6.1 配置原则

6.1.1 通信汇集型子站应汇集配电终端上传信息并转发至配电主站,将主站的控制、对时等命令下发至配电终端,异常情况时在当地告警或向配电主站发出告警信息等功能。6.1.2 监控功能型子站应具备通信汇集型子站的基本功能。在所辖区域内的配电线路发生故障时，应具备故障区域自动判断、离的能力,并能将处理情况上传至配电主站,可根据现场通信、终端条件选配自动恢复非故障区域供电的能力。6.1.3 应根据配电网结构、通信方式、终端数量等实际情况和需求,合理选择配电子站。对于为了实现所辖终端信息的汇集、处理与转发的情况,可配置通信汇集型子站;对于为了实现所辖区域内配电线路故障的就地集中处理,可配置监控功能型子站。

6.2 设计要求

6.2.1 配电子站可实现所辖终端数据的汇集、处理与转发,接收事件顺序记录并向上级主站传送，具备所辖终端通信状态监视与上报功能,具有当地及远程维护(包括参数配置、工况显示、系统诊断等)软硬件自诊断、通道监视及程序自恢复功能。

6.2.2 配电子站应具备对时功能,接收主站或其他时间同步装置(北斗和GPS等)的对时命令,与系统时钟保持同步，并可对所终端进行对时。

6.2.3 配电子站可实现信息存贮及召唤配电终端中历史数据的功能,具有打印制表功能及人机交互(显示通信报文、显示实时数据、模拟调试功能、下发控制命令、修改子站时间、显示和修改配置)的能力。

6.2.4 配电子站与主站之间的通信规约应支持现行行业标准《远动设备及系统》DL/T634第5-101部分、第5-104部分或《变电站通信网络和系统》DL/T860。应提供异步RS232/RS485通信接口,并具备2个以上以太网通信接口。

6.2.5 配电子站可配置后备电源,并可在主电源失电时自动投入。

6.2.6 配电子站应具有明显的装置电源、通信、遥信等状态省示。

7配电终端

7.1 馈线终端、站所终端

7.1.1馈线终端、站所终端分类及应用场景应符合下列规定:

1 馈线终端、站所终端根据功能配置均可分为“两遥”型和“三遥”型,“两遥”型可简化配置为具备通信功能的故障指示器;

2 馈线终端主要应用场景为柱上开关、开关柜等;

3 站所终端主要应用场景为开关站、环网单元、配电室等。7.1.2 馈线终端、站所终端功能包括基本功能和选配功能,可根据实际运行需求选择相应的功能配置。

1 馈线终端、站所终端基本功能应符合下列规定:

1)具备模拟量和状态量数据采集、处理及远传功能,“三遥型终端还应具备接收并执行遥控及复归指令的功能;

2)故障检测、判别、信息上送及指示;

3)热插拔、自测试、自诊断、自恢复;

4)当地维护、远方维护;

5)事件顺序记录、历史数据、主站下发信息当地存储;

6)具备串行口和网络接口通信功能，通信规约支持现行行业标准《远动设备及系统》DL/T634第5-101部分、第5-104部分或《变电站通信网络和系统》DL/T860;

7)具备对时功能,接收主站或其他时间同步装置(北斗和GPS等)的对时命令，与系统时钟保持同步;

8)后备电源智能管理。

2 馈线终端、站所终端选配功能应符合下列规定:

1)检测开关两侧相位及电压差，支持解合环;

2)故障方向检测;

3)继电保护和重合闸，

4)支持就地式馈线自动化;

5)支持现行行业标准《变电站通信网络和系统》DL/T860对配电自动化扩展的相关应用。

7.1.3 馈线终端、站所终端性能指标应符合表 7.1.3的规定

7.1.4 馈线终端、站所终端设计应符合下列规定:

1应结合配电网区域类别、规划目标、负荷密度、网架结构、设各现状、现场环境及通信条件,合理选用“三遥”“两遥”型终端;

2 终电源宜采用站用交压器或电源型P一供电,并自带DC24V/48V后备电源和电源管理设备;宜采用线终、后备电源(含蓄电池或其他储能设备)、通信设备合组(柜)模式,结构型式应满足现场安装的规范性和安全性要求，

二次接口宜采用航空插头，控制输出采用无源接点;采用无线通信方式时,终端宜内置无线通信模块。

7.2 配变终端

7.2.1 配变终端分类及应用场景应符合下列规定:

1 根据功能配置分为基本型和扩展型，扩展型应在基本型的基础上,根据配电自动化系统具体的SCADA设计方案,扩展相应功能。

2 终端主要应用场景包括柱上变压器、箱式变压器、户内变压器等。

7.2.2 配变终端功能主要包括基本功能和扩展功能,可根据实际运行需求,选用相应功能配置。

1 配变终端基本功能应符合下列规定:1)具备模拟量、状态量信息的采集与上送功能,对于模拟量信息,还应具备计算功能;

2)具备整点数据上传、支持实时召唤以及越限信息实时上传等功能;

3)支持3次~13次谐波分量计算、三相不平衡度的分析计算;

4)抄收台区电能表的数据,并可对电量数据进行存储和远传;

5)具备越限、断相、失压、三相不平衡、停电等告警功能;

6)具备电压监测功能,统计电压合格率;

7)热插拔、自测试、自诊断、自恢复;

8)当地维护、远方维护;

9)事件顺序记录、历史数据、主站下发信息当地存储;

10)具备串行口或以太网通信接口,通信规约支持现行行业标准《远动设备及系统》DL/T634第5-101部分、第5-104部分或《变电站通信网络和系统》DL/T860；

11)具备对时功能,接收主站或其他时间同步装置(北斗和GPS等)的对时命令,与系统时钟保持同步。

2 配变终端扩展功能应符合下列规定:

1)无功补偿设备控制功能;

2)独立的控制输出接点;

3)有载调压功能;

4)积累电能量；

5)故障检测功能;

6)采集高压侧的数据；

7.2.3 配变终端性能指标应符合表7.2.3的规定

7.2.4配变终端设计应符合下列规定:

1终端宣按酝电变压器单独配置;

2 终电源宜采用交流380V/220V,电源由配电变压器低压侧提供;终端宜采用壁挂式或机柜式,结构型式应满足现场安装的规范性和安全性要求;

3 二次接口宜采用航空插头连接方式,控制信号输出应采无源接点;

4无功补偿控制输出宜采用无源接点或通信接口方式，接点容量应满足开关控制回路要求,通信接口宜采用串行通信口；

5 采用无线通信方式时,终端宜内置无线通信块。

8馈线自动化

8.1 主要方式

8.1.1 馈线自动化建设模式可分为集中式馈线自动化和就地式馈线自动化两种模式。

8.1.2 集中式馈线自动化是通过配电主站与配电终端相互配合实现配电线路的故障定位、故障隔离和恢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两种实现方式，并应符合下列规定:

1 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,通过主站自动遥控完成故障隔离和非故障区域恢复供电;

2 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,通过人工遥控完成故障隔离和非故障区域恢复供电。

8.1.3就地式馈线自动化是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,完成故障区域定位、隔离及非故障区域恢复供电的馈线自动化处理模式。就地式馈线自动化分为智能分布式和重合器方式，并应符合下列规定:

1 智能分布式:通过配电终端的相互配合,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;

2 重合器方式:在故障发生时,通过线路开关间的逻辑配合，利用重合器实现线路故障的就地识别、隔离和非故障线路恢复供电。

8.2 设计要求

8.2.1 应综合考虑供电可靠性要求、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建设模式。

8.2.2 对于主站与终端之间具备可靠通信条件,且开关满足遥控功能的区域,可采用集中式全自动或半自动方式。

8.2.3对于电缆环网等一次网架结构成熟稳定,开关设备具备电动操动机构,且配电终端之间具备对等通信条件的配电线路,可采用就地智能分布式馈线自动化。

8.2.4 对于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申线路,可采用就地重合器方式馈线自动化。

8.2.5 配置断路器的用户馈出线及分支馈出线可采用电流级差保护方式建设,防止用户敌障及分支故障影响主干线路供电可靠性。

8.2.6 对供电可靠性要求一般的配电线路应以实现故障快速定位和故障信息自动远传功能为主。

8.2.7 馈线自动化性能指标应符合表8.2.7的规定

9 通信系统

9.1 总体架构

9.1.1 配电网通信系统应由配电终端(子站)到主站之间的通信线路及通信设备等通信实体组成，具有多业务承载、信息传送、网络管理等功能。

9.1.2配电网通信系统宜采用骨干通信网和终端通信接人网的分层网络架构,骨干通信网实现终端通信接入网业务的汇接，并将其数据汇聚后上传至主站,终端通信接人网是骨干通信网络的延伸,连接配电终端与骨干通信网。

9.2 技术选用原则

9.2.1 配电网通信系统应根据业务需求、供电负荷密度、地域特点、建设周期及投资效益等,因地制宜选择通信技术和组网方式满足业务覆盖、数据传输及电力监控系统安全防护规定的要求,确保通信网络的安全性、可靠性、可扩展性和可管理性。9.2.2 终端通信接人网应根据不同区域供电可靠性要求及配电自动化应用程度选择适宜的通信方式，并应符合下列规定:

1 供电负荷可靠性要求高、配电自动化应用程度高的区域宜采用光纤通信技术组网,在光纤敷设困难的地方可选择光纤通信与载波通信或无线通信融合技术;

2 供电负荷可靠性要求较高、配电自动化应用程度较高的区域宜采用光纤通信与无线通信融合技术组网;

3 供电负荷可靠性要求一般、配电自动化应用程度低的区域可采用无线通信技术。

9.3配置原则

9.3.1 配网光纤通信技术宜采用xPON(包含EPON和GPON)或工业以太网技术。

9.3.2 工业以太网技术组网配置应符合下列规定:

1 骨干层设备宜设置在变电站,配置三层路由功能的以太网交换机。接人层设备设置在开关站、配电房、户外开关箱、环网等距电网节点,宜配置工业级别的以太网交换机。

2 接人层的交换机宜具备2条不同方向的上联链路,入骨干层两个不同汇聚节点。

9.3.3 xPON技术可采用EPON或GPON技术,配置应符合下列规定:

1 OLT宜设置在变电站作为汇聚节点,ONU宜靠近配电终端放置,OBD宜安装在光缆交接箱、光纤配线架、光纤接头盒中，或随 ONU 集中部署;

2 xPON宜用星形、链形等接人形式灵活组网,采用星形组网方式时分光级数一般不宜超过3级,采用链形组网方式时分光级数一般不宜超过8级;

3 xPON网络应支持双PON口保护功能,宜采用手拉手双PON口组网模式,对于承载可靠性要求较高的配电自动化三遥业务时,ONU设备应具有双PON接口双MAC,并支持业务的双PON口保护;

4xPON系统设计时应保留光功率裕量,OLT设备应预留定的端口备用。

9.3.4 中压载波通信技术配置应符合下列规定:

1 中压电力线载波通信网络由主载波、从载波和耦合设备组成,可采用链形、环形、树形的网络结构;

2 主载波机利用耦合设备、电力线与从载波机建立连接;同一电力线下可同时建立多个载波通道,每路载波通道所带从载波机数量不宜超过8个。

9.3.5 电力无线专网配置应符合下列规定

1 宜选择宽带技术体制,采用国家无线电管理委员会和地方无线电管理委员会批准的频率;

2所采用的无线宽带设备应具备工信部核发的无线电发射设备型号核准证。

9.3.6 无线公网配置应符合下列规定:

1 应采用APN/VPN私有虚拟专网模式,通信卡和私有虚拟专网进行绑定;

2无线公网终端宜采用工业级别的通信卡和分配静态IP地址,宜具备复电重发功能;

3 利用无线公网传输带控制类配网业务时,应采用安全防护和认证措施。

9.3.7 安装在现场环境条件差的通信设备应采用工业级别,考虑防水防尘。

9.3.8多技术体制或多厂家设备组网时宜建设综合网络监视的网络管理系统,网络管理系统应具备用户认证、权限分级、操作审计、日志记录等功能,能够及时发现网络异常状态。

9.4 通信性能指标

9.4.1 对主流技术的通信性能指标应符合表9.4.1的要求。

10安全防护

10.0.1配电自动化系统应满足安全防护要求，符合《电力监控系统安全防护规定》(国家发展和改革委员会令第1号),对于遥控应使用基丁加密的认证技术进行安全防护。

10.0.2 对于采用配电子站作为中间层时,应符合电力二次系统安全防护的有关规定。配电子站与配电主站之间应采用纵向加密方式,配电子站与配电终端之间采用单向认证方式。10.0.3 配电终端安全防护应符合下列规定:

1. 终端应满足安全防护要求,符合《电力监控系统安全防护规定》(国家发展和改革委员会令第1号)，对于遥控应使用基于加密的认证技术进行安全防护;

2 对于新建工程,宜采用内置安全芯片的方式实现遥控操作的安全防护;对于改造工程,宜采用软件加密或通过外接安全通信模块方式实现遥控操作的安全防护。

10..4 宜采用VPN技术以及802.1QVlan等网络安全隔离技术,实现不同等级或不同类型业务的逻辑隔离。

10.0.5 正电自动化系统宜安装探针，具各将系统运行信息和安全信息发送至网络安全监测系统的功能。

11 配电设备

11.0.1配电自动化新建与改造应结合配网一次网架规划设计，因地制宜开展一次设备的新建、改造和更换,满足运行条件的配电一次设备应以改造为主,避免大规模设备整体更换,开关设备的自动化改造不应影响开关原有性能。

11.0.2配电线路应根据配电自动化规划建设需求，合理设置分段开关、联络开关,并根据规划合理选择配电一次开关设备类型。故障率高的分支线路的首个开关宜采用断路器设备。

11.0.3 配电设备新建与改造前,应统一考虑预留配电终端、通信设备、取电设备及端子排的安装位置、空间,并考虑采用通风、散热、防潮、防凝露等措施。配电一次设备的二次回路接线应采用航空插头等快速安装方式。

11.0.4“三遥”开关设备的更换和改造应符合下列规定:1 增加电动操作机构,电动操作机构的额定功率不应大于120W,瞬时最大功率不应大于240W;

2 增加电压互感器或站用变压器用于测量和二次设备供电电压互感器宜采用线-线接线方式,电压互感器额定容量应满足电动操作机构的操作功率要求，二次侧额定电压可为AC220V或AC100V,应配置高压熔丝;

3 根据需要增加开关动作、储能完成等辅助接点信号;每开关间隔至少配置A相、B相、C相或A相、C相、零序三个电流互感器，用于测量和故障判断,用于故障检测的电流互感器至少应满足10P10的故障电流采样要求。

11.0.5“二遥”开关设备的更换和改造应符合下列规定:

1 可采用电压互感器、就近取电、太阳能等方式为二次设备供电;

2 根据需要增加开关动作、储能完成等辅助接点信号;

3 每开关间隔至少配置A相、B相、C相或A相、C相、零序三个电流互感器,用于测量和故障判断,用于故障检测的电流互感器至少应满足10P10的故障电流采样要求。

12辅助系统

12.1 电源

12.1.1 配电主站的交流供电电源必须可靠,应有两路来自不同电源点的供电线路供电。

12.1.2配电主站应采用不间断电源供电,交流电消失后不间断供电维持时间不应小于1h。

12.1.3 终端电源提供方式应符合下列规定:

1市电交流220V供电;

2 电源型电压互感器(或电流互感器)供电;

3 现场直流屏供电;

4 其他新型能源供电;

5 在原电源维修或故障情况下，为维持装置正常运行，由后备电源供电。

12.1.4 终端电源应支持交流双路输人，双路电源可分别取自开关两侧或不同的进线开关;具有母线的站所宜采用母线取电方式。

12.1.5 终端应采用免维护、长寿命的储能装置作为后备电源,终端的电源系统容量应满足开关操作、自动化终端及通信设备供电要求,具备后备电源智能管理功能。

12.1.6 通信设备电源应与终端设备共用电源。

12.1.7 终端设备电源应符合表12.1.7的要求。

12.2 对时

12.2.1 电主站对时应采用冗余配置的北斗系统时钟装置，可兼容GPS,为系统各节点提供统一的标准时间,时钟装置应具备网络对时功能。

12.2.2 配电子站、配电终端应具备对时功能,接收主站或其他时间同步装置的对时命令,与系统时钟保持同步。

12.3防雷接地

12.3.1 应有电源和通道防雷以及防止过电压的保护措施,装设浪涌保护装置。

12.3.2 屏(箱)内应有专用的与屏(箱)体绝缘的接地铜排12.3.3设备柜上应有接地端子,并用截面不小于4mm的多

股铜线与本屏柜接地铜排相连。

12.3.4屏(箱)体必须与地网可靠连接。

12.3.5 电源输人的屏柜必须有接地线接到交流电源所在的接地网上。

12.3.6 信号接地宜采用并联一点接地方式，

12.4 环境

12.4.1 配电主站环境应符合现行国家标准《数据中心设计规范》GB50174中B级机房标准的相关规定。

12.4.2配电子站工作环境应符合现行国家标准《远动设备及系统第2部分:工作条件第2篇:环境条件(气候、机械和其他非电影响因素)》GB/T15153.2中B2类标准的规定。

12.4.3 室内配电终端工作环境应符合现行国家标准《远动设备及系统第2部分:工作条件第2篇:环境条件(气候、机械和其他非电影响因素)》GB/T15153.2中C2类标准的规定

12.4.4 室外配电终端工作环境应符合现行国家标准《远动设备及系统第2部分:工作条件第2篇:环境条件(气候、机械和其他非电影响因素)》GB/T15153.2中C3类标准的规定。

12.4.5 设备及其元件必须耐腐蚀，周围环境无腐蚀性气体及导电尘埃、无严重霉菌。

本标准用词说明

1 为便于在执行本标准条文时区别对待,对要求严格程度不同的用词说明如下:

1)表示很严格,非这样做不可的:正面词采用“必须”,反面词采用“严禁”；

2)表示严格,在正常情况下均应这样做的正面词采用“应”,反面词采用“不应”或“不得”；

3)表示允许稍有选择,在条件许可时首先应这样做的:正面词采用“宜”,反面词采用“不宜”;

4)表示有选择,在一定条件下可以这样做的,采用“可”2 条文中指明应按其他有关标准执行的写法为:“应符合……的规定”或“应按……执行”。

引用标准名录

《数据中心设计规范》GB 50174

《远动设备及系统第2部分:工作条件第2篇:环境条件(气候、机械和其他非电影响因素)》GB/T 15153.2

《远动设备及系统》DL/T 634

《军电自动化系统技术规范》DL/T 814

《变电站通信网络和系统》DL/T 860

《电力企业应用集成酝电管理的系统接口》DL/T 1080

中华人民共和国电力行业标准

配电自动化系统设计规程

DL/T 5587-2021

条文说明

制定说明

《配电自动化系统设计规程》DL/T 5587-2021,经国家能源局2021年1月7日以第1号公告批准发布。

在编制本标准时主要遵循实用、可靠、经济、先进等原则,结合各地区供电企业的配电网现状、运行管理及发展提出的要求,综合应用配电自动化相关的新技术、新工艺等,以达到电力行业标准的普遍适用性。

为便于广大规划、设计、施工等单位有关人员在使用本标准时能正确理解和执行条文规定,编制组编制了本标准的条文说明，对条文规定的目的、依据以及执行中需注意的有关事项送行了说明，但是,本条文说明不具备与标准正文同等的法律效力，仅供使用者作为理解和把握标准规定的参考。

目次

5 配电主站

5.2 硬件设备选型及配置

9 通信系统 

9.3 配置原则

9.4 通信性能指标

5配电主站

5.2 硬件设备选型及配置

5.2.1、5.2.2 这两条主要明确了计算机系统件内容、置原则。一般情况下计算机系统的硬件包活:数据库服务器、应用服务器、通信服务器、人机工作站等。由于计算机技术发展很快，本标准不可能对需电自动化系统的计算机型号、存储器容量和其他一些主要技术指标做定量的规定。在设计中可根据计算机技术发展情况和本标准的选型原则合理坨选择计算机系统。同一区配电自动化系统计算机机型系列应统一。目前计算机品牌和种关较多,应选用运行稳定、在市场上占主导地位的机型。

5.2.4本条第6款中,计算机中央处理单元负荷率是表明计算机系统荷载程度的一个重要指标。为确保在电网发生重大事故时计算机系统能实时正确反快事故的状况,要求计算机中夫处理单元负荷率符合本条的规定。中央处理单元负荷率的估算条件是指在电网事故时,合理确定在规定时间内发生遥信变位、遥测越死又的数量和工况越限,事件处理的类型与数量及事故、事件打印、显示的种类和数量等,以供系统集成厂家在系统设计时考虑计算机系统规模,并可在系统验收时作为验收中央处理单元负荷率的依据之一。

5.2.5、5.2.6 计算机CPU平均负荷率和网络负载率指标，应是各地区配网调度设计水平年电网规模下配电自动化系统正常运行的指标。

5.2.8、5.2.9应根据各地区的实际情况配置各类接口、用于维护和再开发的工作站等。此类设备的配置中应考虑以适用为原则，逐步完善,避免造成资金的浪费。

9 通信系统

9.3配置原则

9.3.3 目前,在配电网中应用的PON技术主要是PNEP系统主要由OLT、ONU、OBD设备组成,根据EPON系统技术特点及实际应用的经验,同时为便于网络管理和扩容,提出了xPON采用星形组网方式时分光级数一般不宜超过3级,采用链形组网方式时分光级数一般不宜超过8级的指标要求。

9.3.4受制于中压载波技术自身通信特性,无法向光纤通信技术那样提供高速高带宽的通道,不适用于并发模式下突发大流量的数据传送模式,当前中压载波承载的配电网业务主要采用轮询的机制,从我国电网目前中压载波技术规模应用的效果及业务的轮询时间要求等综合考虑,每路载波通道所带从载波数量不宜超过8个。

9.4 通信性能指标

9.4.1 不含视频类数据需求条件下对各类典型配电网终端站点信息量统计,单个配电网终端数据量基本在每秒百字节到每秒千字节,目前光纤、无线技术的带宽和时延均能满足业务通道需求表9.4.1中实时性指标值来自当前典型配电信息对通信的要求其他指标值采用了当前主流通信技术的典型值。