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1、ICS xxxxXXXX备案号：DL中华人民共和国电力行业标准DL/Txxxx-2015代替DLZT390-2010县城配电自动化技术导则Technicalguideofdistributionautomationforcounty（征求意见稿）2015-720IX-XX-XX发布20IX-XX-XX实施国家能源局发布目次1范围错误!未定义书签。2规范性引用文件错误!未定义书签。3术语、定义和缩略语错误!未定义书签。4基本原则错误!未定义书签。5配电自动化系统架构错误!未定义书签。6配电自动化建设模式错误!未定义书签。7配电自动化系统技术要求错误!未定义书签。附录A（规范性附录）配电主站功能配
2、置错误!未定义书签。附录B（规范性附录）配电自动化终端功能列表错误!未定义书签。前言随着社会城镇化进程的推进与智能电网的发展，对县域供电配电自动化技术提出了新的要求，因此，为进一步有效指导县域供电企业配电自动化建设与改造相关工作的开展，推进县域配电网的自动化程度，重新修订“DL/T390-2010县城配电网自动化技术导则”标准。本标准修订时在总结标准以往执行情况和配电自动化实践经验的基础上，并广泛征求了科研院所、制造厂商及运行单位的意见。本标准的附录A、附录B是规范性附录。本标准出版后代替“DL/T390-2010县城配电网自动化技术导则”标准。本标准由中国电力企业联合会提出。本标准由电力行业
3、农村电气化标准化技术委员会归口并负责解释。本标准主要起草单位：本标准参与起草单位：本标准主要起草人：本标准在执行过程中的意见或建议反馈至中国电力企业联合会标准化管理中心（北京市白广路二条一号，100761）。1范围本标准规定了县域地区供电企业配电自动化系统架构、功能、技术要求以及馈线自动化实现方式等。本标准适用于县域地区中、低压配电网配电自动化规划、设计、建设和改造。2规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。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标准，然而，鼓励根据本标准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
4、日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。GB1984-2014交流高压断路器GB3804-20043.6kV40.5kV高压交流负荷开关GB/T4208外壳防护等级（IP代码）GB/T13729远动终端设备GB/T15153.1-1998远动设备及系统第2部分：工作条件第1篇：电源和电磁兼容性GB/T15153.2-2000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）DL/T 599DL/T 634. 5101DL/T 634.5104城市中低压配电网改造技术导则远动设备及系统第5-101部分传输规约基本远动任务的配套标准远动设备及系统第5-104部分传输规
5、约采用标准传输协议集的IEC60870-5-101网络访问DLT 721-2013DL/T DL/T DL/T DL/TDL/TJB/T813-2002814-20138608905709-20147569-1994配电网自动化系统远方终端12kV高压交流自动重合器技术条件配电自动化系统技术规范变电站通信网络和系统能量管理系统应用程序接口配电自动化规划设计导则交流高压自动分段器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标准。3.1.1 县域配电网（MediUmurbandistribution）县级供电企业管辖范围内的IO
6、kV(含20kV)及以下中低压配电网。3.1.2 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。3.1. 3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(可选)、配电自动化终端和通信网络等部分
7、组成。3.1.4 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，3.1.5 1.5配电自动化远方终端(RenlOteterminalunitofdistributionautomation)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。3.1.6 馈线终端(Feederterminalunit-FTU)安装在配电网馈线回路的柱上和开关柜等处并具有遥信、遥测、遥控和馈线自动
8、化功能的配电自动化终端。3.1. 7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，具有遥信、遥测、遥控和馈线自动化功能的配电自动化终端。3.1.8 配变终端(TranSfornIerterminalunit-TTU)用于配电变压器的各种运行参数的监视、测量的配电自动化终端。3.1.9 配电自动化子站(Slavestationofdistributionautomation)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,简称配电子站。3.1.10 馈线自动化(Feederauto
9、mation)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。3.2缩略语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SCADA：数据采集与监控(SupervisoryControlAndDataAcquisition)GIS：地理信息系统(GeographicInformationSystem)FA：馈线自动化(FeederAutomation)DTU：站所终端(DistributionTerminalUnit)FTU：馈线终端(FeederTerminalUnit)TTU：配变终端(Transforme
10、rTerminalUnit)4基本原则4.1 配电自动化以保证县域供电企业供电安全和提高供电可靠性与供电质量为原则，以提高配电网管理水平与服务能力为目标。4.2 配电自动化建设应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，按照因地制宜、适度超前的原则进行分区域、分阶段规划设计与建设。4.3 配电自动化应坚持经济适用、技术先进、维护方便的原则，与县域城镇及农村地区建设发展相协调，应与县域配电网建设改造同步规划、同步设计、同步建设、同步投运。4.4 配电自动化应按照实用性、可靠性、经济性原则，综合考虑配电线路、通信网络和开关设备情况，合理选择配电自动化系
11、统配置与馈线自动化实现方式，并宜采用技术成熟、少维护或免维护、节能环保的设备。4.5 配电自动化规划应充分利用现有通信资源,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、分步实施，避免重复建设。4.6 配电自动化系统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相关要求；4.7 配电自动化建设应支持分布式能源及储能装置等接入控制、互动化应用等智能电网扩展需求。5配电自动化系统架构配电自动化系统由主站、终端设备、子站(可选)和通信信道所组成，一般采用两层结构(即主站层和终端设备层)；在选用子站时，可采用三层结构(即主站层、子站层和终端设备层);在无主站时，可采用一层结
12、构(即终端设备层中开关设备间相互配合)，配电自动化系统架构参见图Ie调度自动化系统地理信息系统生产管理系统电动系充配自化绿配电主站骨干通信网主站层配电子站配电子站子站层开关L 合一 配一 JDTUL 终端通信接入网二r入站配变终端设备层图1.配电自动化系统架构6配电自动化建设模式配电自动化的建设模式主要分为无主站模式与主站模式，其中无主站模式主要通过终端设备层的逻辑配合实现就地型馈线自动化；主站模式通过配电主站实现SCADA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。6.1 馈线自动化6.1.1 总体要求a）馈线自动化的基本原则是最大限度地减少故障停电范围、缩短故障处
13、理时间；a）馈线自动化应能适应各种县域配电网结构，能够对永久故隙、瞬时故障等各种故障类型进行处理；b）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；c）馈线自动化应与继电保护、备自投、自动重合闸等协调配合；d）当自动化设备异常或故障时，应尽量减少事故扩大的影响。6.1.2 实现方式馈线自动化实现方式主要包括集中型和就地型两类方式。6.L21集中型馈线自动化集中式馈线自动化是指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：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
14、，集中进行故障识别、定位，通过遥控远方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，通过现场人工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：a）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。b）重合器方式：在故障发生时，通过线路开关间的逻
15、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。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。重合器一电流时间型分段器模式主干线路上装设时间电流型重合分段器，分支线路上装设过流脉冲计数分段器。主干线路利用变电站出线开关的重合功能与线路上的时间电流型重合分段器的重合闸功能与电流保护功能隔离故障区域、并恢复非故障区域的供电。分支线路利用过流脉冲计数分段器记忆故障电流的次数，隔离分支线路故障。重合器一电压时间型分段器模式主干线路上装设时间电压型重合分段器，通过变电站出线开关的重合闸功能和线路上具有失电快速分闸、得电延时合闸及脉动闭锁功能的时间电压型重合
16、分段器配合自动隔离故障并自动恢复非故障区域供电。6.L2.3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，可采用集中式全自动方式；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，可采用集中式半自动方式；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，可采用就地式重合器方
17、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，可采用就地式智能分布式；e）供电可靠性要求一般，但故障易发的架空线路，宜采用就地式重合器方式；f）配置断路器的用户馈出线及分支馈出线可采用电流级差保护方式建设，防止用户故障及分支故障影响主干线路供电可靠性；g）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。6.2配电主站6.2.1总体要求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
18、采用双机、双网冗余配置，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UN1X/L1NUX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系统功能模块。6.2.2主站典型建设模式6.2.2.1独立主站模式县域供电企业单独建设配电自动化主站，配电网正常运行时实时监控配电网的运行状态，故障时通过信息集成方式与县域调度主站协同完成故隙判断与隔离，并恢复非故障区域供电。独立主站模式的配电自动化系统与县（地）调自动化系统并行运行，并通过信息集成实现对变电站出口开关的监测与控制
19、。独立主站模式见图2。独立建设配电主站时，主站规模分类应遵循以下原则:a）配网实时信息量在10万点以下的建设小型主站；b）配网实时信息量在10-50万点之间的建设中型主站;c）配网实时信息量在50万点以上的建设大型主站。图2.独立主站模式地供企-市电业县供企一域电业一6.2.2.2配调一体化模式县域供电企业建设一套调度控制系统，既包括了县级调度自动化功能，同时也包括了县域配电自动化功能，实现了系统软硬件资源与调配业务的集中整合。配调一体化模式详见图3。图3.配调体化模式市电业域电 地供企县供企6.2.2.3地县一体化模式县域供电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
20、实现县域配电自动化功能，通过地市级配电主站与县调或地调主站的信息集成实现对变电站出口开关的监测与控制。地县一体化模式见图4。地区调度 自动化系统县域调度自动化系统地区配电自动化系统地供企市电业县域远程 工作站 县供企域电业图4.地县一体化模式6.2.3硬件配置配电主站硬件主要包括：数据库服务器、SCADA服务器、前置服务器、无线公网采集服务器、接口服务器、应用服务器、磁盘阵列、WEB服务器以及调度员工作站、维护工作站、二次安全防护装置、局域网络设备、对时装置及相关外设等。6.2.4软件配置配电主站功能应包括：a）配电主站的应用软件包括基本功能和扩展功能；b）基本功能包括：配电SCADA、馈线自
21、动化、与调度自动化等系统互连；c）扩展功能包括：配电网分析应用（包括：模型导入/拼接、拓扑分析、配变监测、解合环潮流、负荷转供、状态估计、网络重构和负荷预测等）、智能化功能（配电网自愈控制、分布式电源/储能装置/微电网的接入控制应用、经济优化运行以及信息集成互动化应用等）：d）具体功能由DL/T814-2013规定，参见附录A。6.3配电终端6. 3.1总体要求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；b）应根据供电区类别、线路类型、开关设备条件、配变类型、通信条件及监控需求，灵活选择配电线路故障处理模式，合理配置
22、配电自动终端设备；c）对供电可靠性要求较高的电缆主干线路可适量配置带遥控功能的终端，但其数量不宜过多；d）配电终端主电源可采用单独安装电压互感器取电，也采用电流互感器或就近从低压电网取电，同时宜配置蓄电池（或其它储能方式）作为后备电源；配电终端供电电源应满足数据采集、控制操作和为通信设备供电的要求。7. 3.2终端功能配电终端功能满足以下要求：a）配电终端功能应满足DL/T721-2013相关规定，参见附录B；b）配电终端通信规约宜采用符合DL/T634标准的IOK104通信规约或符合DL/T860标准（IEC61850）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
23、；d）配电终端电源应具有无缝投切的后备电源并具备为通信设备提供电源的能力；e）配变终端至少应满足配变高低压侧数据监测、保护、电能质量管理等相关功能；f）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；g）根据实际需要，可扩展配电终端功能，支持配变监测、电能质量监测和配网保护等需求。8. 3.3配置原则配电终端配置原则如下：a）配电终端应根据不同的应用对象选择相应的类型；b）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
24、室，宜配置“二遥”终端；c）对于县城等供电可靠性要求相对较高的供电区域，宜“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；d）对于一般县城及乡镇等供电区域，宜以“二遥”终端和无线公网通信方式为主，联络开关和特别重要的分段开关也可适度配置“三遥”终端和光纤通信方式；e）对于一般农村供电区域，宜采用“二遥”、“一遥”终端和无线公网通信；f）对于大范围、远距离农牧区，可采用“一遥”终端和无线公网通信；g）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
25、用户加装用户分界开关；h）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”终端和无线公网通信，以实现故障支线的快速切除，同时不影响主干线其余负荷；i）配变终端可根据低压配网供电电能质量等具体情况合理进行配置，若条件具备也可与营销用电信息采集系统共用。6. 4通信方式6.1.1 总体要求a）配电通信系统建设应以满足数据采集可靠性、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）配电通信网应因地制宜，合理选择通信方式，配电骨干层通信网宜采用光纤专网，配电接入层通信网络可采用光纤专网、配电线载波、无线专网、无线公网等多种通信方式；c）
26、应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自动化区域宜采用专网通信方式；e）配电通信采用无源光网络时应使用专用纤芯；f）配电主站与配电终端应采用标准化通信规约，宜优先选用DL/T634.5104-2002,且需通过有资质单位的测试认证。6.1.2 组网方式及要求6.4.2.1有线通信方式a）有线通信方式主要包括无源光网络（xPON）.工业以太网、电力线载波通信3种。b）对于“三遥”终端覆盖率较高区域，宜采用无源光网络（xP0N）；对于设备级联数较多的线路，可采用工业以太网；对于光纤无法覆盖的区域，可采用电力线载波。c）
27、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、通道宜采用冗余方式建设。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。6.4.2.2无线通信方式a）无线通信方式主要包括专网、公网2种。b）采用无线公网技术时，应满足电力二次系统安全防护等有关规定，采用基于VPN的组网方式，并支持用户优先级管理。c）无线专网可采用230MHz复用等技术。7配电自动化系统技术要求7
28、.1系统主要技术指标配电自动化系统主要指标技术要求见表1：表1配电自动化系统主要技术指标内容指标模拟量D遥测综合误差W1.5%2）遥测合格率98%状态量1）遥信动作正确率（年）290%遥控1）遥控正确率N98%2）遥控拒动率2%系统响应时间1）开关量变位传递到主站30s2）遥控完成时间5s终端1）平均无故障时间25000Oh2）平均在线率295%7.2配电主站三三要技术指标配电主站主要技术指标要求见表2：表2配电主站主要技术指标内容指标冗余性1）热备切换时间W20秒2）冷备切换时间WIO分钟可用性1）主站系统设备年可用率299.9%计算机资源负载率1）CPU平均负载率（任意5分钟内）40%2）
29、备用空间（根区）20%（或是IoG）系统节点分布1）可接入工作站数2402）可接入分布式数据采集的片区数片区I、III区数据同步D信息跨越正向物理隔离时的数据传输时延3秒2）信息跨越反向物理隔离时的数据传输时延20秒画面调阅响应时间1）90%画面2000002）可接入终端数（每组分布式前置）N20003）可接入控制量N60004）实时数据变化更新时延W3秒5）主站遥控输出时延W2秒6）事件记录分辨率WI亳秒7）历史数据保存周期N2年8）事故推画面响应时间WIO秒9）单次网络拓扑着色时延W5秒馈线故障处理1）系统并发处理馈线故障个数220个2）单个馈线故障处理耗时（不含系统通信时间）W5秒负荷转
30、供1）单次转供策略分析耗时5秒附录A（规范性附录）配电主站功能配置表AJ配电主站基本功能列表主站功能平台服务支撑软件1）关系数据库软件：数据库管理1）数据库维护工具：2）数据库同步：3）多数据集：4）离线文件保存；5）带时标的实时数据处理：6）数据库恢更：数据备份与恢复1）全数据备份：2）模型数据备份：3）历史数据备份：4）定时自动备份：5）全库恢复：6）模型数据恢复：7）历史数据恢复：8）数据导出；多态多应用1）具备实时态、研究态、未来态等应用场景：2）各态下可灵活配置相关应用：3）多态之间可相互切换：权限管理1）层次权限管理：2）权限绑定；3）权限配置；告警服务1）告警动作：2）告警分流：
31、3）告警定义；4）画面调用：5）告警信息存储、打印；报表功能1）支持实时监测数据及其他应用数据；2）报表设置、生成、修改、浏览、打印：3）针对报表数据进行数学运算：4）按日、月、年生成各种类型报表：5）定时统计生成报表：人机界面1）界面操作：2）图形显示：3）交互操作画面；4）数据设置、过滤、闭锁；5）多屏显示、图形多窗口、无级缩放、漫游、拖拽、分层分级显示；6）设备快速查询和定位；7）国家标准一级字库汉字及矢量汉字；8）人机界面应遵循ClM/E、CIM/G,支持相关授权单位远程调阅：运行状态管理1）节点状态监视：2）软硬件功能管理：3）状态异常报警；4）在线、离线诊断工具；5）冗余管理、应用
32、管理、网络管理：WEB发布1）网上发布；2）报表浏览：3）权限限制；配电SCADA功能数据采集1）满足配电网实时监控需要；2）各类数据的采集和交换；3）广域分布式数据采集；4）大数据量采集：5）支持多种通信规约：6）支持多种通信方式：7）错误检测功能：8）符合国家电力监管委员会电力二次系统安全防护规定;数据处理1）模拟量处理；2）状态量处理：3）非实测数据处理；4）数据质量码：5）统计计算；数据记录1）事件顺序记录（SOE）：2）周期采样：3）变化存储；终端管理1）运行工况监视分析、在线率实时统计：2）即插即用、参数远程设置；3）终端电源远程管理；4）运行工况统计：5）通信通道流量统计及异常报
33、警；6）终端历史数据召测：操作与控制1）人工置数：2）标识牌操作；3）闭锁和解锁操作；4）远方控制与调节：5）防误闭锁；事故反演1）事故反演的启动和处理2）事故反演智能告警分析1）告警信息分类：2）告警智能推理：3）信息分区监管及分级通告：4）告警智能显示；系统时钟和对时1）优先采用北斗对时：2）对时安全；3）终端对时；4）SNTP对时；模型/图形管理网络建模1）图库一体化自建模：2）外部系统信息导入建模；3）全网模型拼接：模型校验1）按照馈线、变电站方式范围的模型校验：2）单条馈线拓扑校验：3）区域电网拓扑校验：4）校验结果可观测：设备异动及红黑图管理1）多态模型切换、比较、同步和维护：2）
34、多态模型的分区维护统一管理：3）投运、未运行、退役全过程设备生命周期管理：4）红图到黑图（或由黑图到红图）流程确认机制：馈线自动化馈线故障定位、隔离及恢夏1）故障定位、隔离及非故障区域的供电恢复：2）故障处理安全约束：3）故障处理控制方式：4）集中型与就地型故障处理的配合：5）支持并发处理多个故障；6）故障处理信息查询：7）支持分布式电源接入的故障处理：8）信息不健全情况下的容错故障处理；9）应支持人工预设、调整、优化处理方案等辅助功能：拓扑分析网络拓扑分析1）适用于任何形式的配电网络接线方式：2）电气岛分析：3）电源点分析；4）支持人工设置运行状态；5）支持设备挂牌、临时跳接对网络拓扑的影响
35、；6）支持多态网络模型拓扑分析：拓扑着色1）电网运行状态着色：2）供电范围及供电路径着色：3）动态电源着色：4）负荷转供着色；5）故障区域着色：6）变电站供电范围着色；负荷转供1）负荷信息统计：2）转供策略分析：3）转供策略模拟：4）转供策略执行：停电分析1）停电信息分类：2）停电信息统计：3）停电范围分析：4）停电信息查询：5）停电信息发布：系统交互应用系统接口软件D与GIS系统接口;2）与调度自动化系统接口；3）与设备（资产）运维精益管理系统接口；4）与OMS系统接口；交互总线接口适配软件表A.2配电主站扩展功能列表主站功能扩展功能自动成图1）配网ClM模型识别以及SVG图形生成和导出；2
36、）多类图形的自动生成；3）自动化布局增量变化；4）对自动生成的衍生电气图进行编辑和修改：操作票1）智能识别设备状态；2）图形开票：3）开票、操作预演、执行自动模拟：4）安全防误校核：5）统计功能；状态估计1）计算各类量测的估计值：2）配电网不良量测数据的辨识：3）人工调整量测的权重系数；4）多启动方式：5）状态估计分析结果快速获取；潮流计算1）实时态、研究态电网模型潮流计算；2）精确潮流计算和潮流估算：3）进行馈线电流越限、母线电压限分析；解合环分析1）实时态、研究态电网模型合环分析；2）合环路径自动搜索：3）合环稳态电流值、环路等值阻抗、合环电流时域特性、合环最大冲击电流值计算：4）合环操作
37、影响分析：5）合环前后潮流比较：负荷预测1）支持自动启动和人工启动负荷预测；2）多日期类型负荷预测；3）考虑气象对负荷预测的影响；4）多预测模式对比分析：5）计划检修、负荷转供、限电等特殊情况分析：网络重构1）支持实时态、研究态下的计算；2）提高供电能力：3）降低网损;安全运行分析1）网架结构、运行方式合理性分析：2）重载、过载线路或配变分析预警：3）重要用户安全运行风险预警：自愈控制1）风险预警；2）校正控制，包括预防控制、校正控制、恢复控制、紧急控制等；3）容错故障定位；4）配电网大面积停电情况下的多级电压协调、恢复功能：5）大批量负荷紧急转移的多区域配合操作控制；分布式电源接入与控制1）
38、公共连接点、并网点的模拟量、状态量及其它数据的采集：2）对采集数据进行计算分析、数据备份、越限告警、合理性检查和处理；3）控制分布式电源的投入/退出；经济优化运行1）分布式电源接入条件下的经济运行分析；2）负荷不确定性条件下对配电网电压无功协调优化控制；3）在实时量测信息不完备下的配电网电压无功优化控制：4）配电设备利用率综合分析与评价；仿真培训1）调度员预操作仿真：2）系统运行参数及功能可用性校验仿真；3）学员培训；4）培训管理：附录B（规范性附录）配电自动化终端功能列表配电自动化终端功能功能站所终端馈线终端配变终端基本功能选配功能基本功能选配功能基本功能选配功能数据采集状态量开关位置终端状
39、态开关储能SF6开关压力信号通信状态保护动作信号装置异常信号模拟量中压电流中压电压中压零序电压/电流中压有功功率中压无功功率功率因数低压电流低压电压低压有功功率低压无功功率低压零序电流及三相不平衡电流温度蓄电池电压电能量控制功能开关分合闸备用电源自投装置投停蓄电池远方维护数据传输上级通信下级通信校时抄表功能其它终端信息转发电能量转发维护功能当地参数设置远程参数设置程序远程下载远程诊断设备自诊断程序自恢复其它功能馈线故障检测及记录故障方向检测单相接地检测过流、过负荷保护一次重合闸就地模式馈线自动化解合环功能终端用后备电源及自动投入事件顺序记录配电变压器有载调压配电电容器自动投停最大需量及出现时间失电数据保护三相不平衡告警及记录越限、断相、失压、停电等告警及记录电压合格率统计模拟量定时存储当地功能运行、通信、遥信等状态指示终端蓄电池自动维护当地显示其它当地功能
