1、 ICS 29.240 国家电网公司企业标准 Q / GDW 13822013 代替 Q/GDW382 2009 配电自动化技术导则 Technical guide for distribution automation 2014-09-01 发布 2014-09-01 实施 国家电网公司 发 布Q / GDW 1382 2013 I 目 次 前言 II 1 范围 1 2 规范性引用文件 1 3 术语和定义 1 4 符号、代号和缩略语 2 5 总则 2 6 配电自动化系统 3 7 信息交互 5 8 通信网络要求 5 9 安全防护 5 10 检验与检测 6 附录 A（资料性附录）典型配电管理系统
2、构成 8 编制说明 9 Q / GDW 1382 2013 II 前 言 本标准代替 Q / GDW 382-2009，与 Q / GDW 382-2009相比主要技术差异如下： 明确了配电自动化系统与配电管理系统关系； 进一步明确了配电自动化系统功能和配置原则； 增加了安全防护要求。 本标准由国家电网公司运维检修部提出并解释。 本标准由国家电网公司科技部归口。 本标准起草单位：国网电力科学研究院、许继集团有限公司、国网浙江省电力公司、国网陕西省电力公司、国网北京市电力公司 本标准主要起草人：沈兵兵、林涛、杜红卫、张子仲、张文斌、崔立忠、刘日亮、王兴念、苏毅方、韩韬、刘健、张佳琦、汪延峰、蔡月
3、明。 本标准2009年12月首次发布，2013年12月第一次修订。 Q / GDW 1382 2013 1 配电自动化技术导则 1 范围 本标准规定了国家电网公司管辖范围内中低压配电网配电自动化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技术原则。 本标准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/T 634 远动设备及系统
4、 DL/T 860 变电站通信网络和系统 IEC 60870 远动设备及系统（ Telecontrol Equipment and Systems） IEC 61968 电力企业应用集成 配电管理的系统接口（ Application Integration at Electric Utilities System Interfaces for Distribution Management） 3.错误！未指定书签。 术语和定义 下列术语和定义适用于本文件。 3.1 配电自动化 distribu tion automation 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，
5、并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。 3.2 配电自动化系统 distribution automation system 实现配电网运行监视和控制的自动化系统，具备配电 SCADA(supervisory control and data acquisition)、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组成。 3.3 配电自动化系统主站 master station of dis tribution automation system 配电自动化系统主站（即配电网
6、调度控制系统，简称配电主站） ，主要实现配电网数据采集、运行监控、馈线自动化、故障处理等功能，为调度运行、生产及故障抢修指挥服务。 3.4 配电自动化终端 remote ter minal unit of distribution automation 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 / GDW 1382 2013 2 3.5 配电自动化系统子站 slave station of dis tribution automation system 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
7、层，实现所辖范围内的信息汇集、处理、通信监视等功能。 3.7 馈线自动化 feeder automation 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、隔离和恢复对非故障区域的供电。 3.8 信息交互 informat ion interactive 系统间的信息交换与服务共享。 3.9 信息交换总线 informati on exchange bus 遵循 IEC 61968 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。 3.10 配电管理系统 Distribution Management Systems 运用计算机、信息及通信等技术，以
8、信息交互为基础，通过实时监控、运行管理、维修管理、设备管理、规划设计、用电服务等应用，实现对配电网全过程综合管理的应用系统。 4 符号、代号和缩略语 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 DMS： Distribution Management System 配电管理系统 DAS： Distribution Automation System 配电自动化系统 SCADA： Supervisory Control And Data Acquisition 数据采集与监控 GIS： Geographic Information System 地理信息系统
9、PMS2.0： Production Management System 设备（资产）运维精益管理系统 FA： Feeder Automation 馈线自动化 DTU： Distribution Terminal Unit 站所终端 FTU： Feeder Terminal Unit 馈线终端 TTU： Transformer Terminal Unit 配变终端 5 总则 5.1 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。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。 5.2 配电自动化
10、建设应纳入配电网整体规划，依据本地区经济发展、配电网网架结构、设备现状、负荷水平以及供电可靠性实际需求进行规划设计，综合进行技术经济比较，合理投资，分区域、分阶段实施，力求功能实用、技术先进、运行可靠。 5.3 配电自动化建设应满足相关国际、行业、企业标准及相关技术规范要求。 Q / GDW 1382 2013 3 5.4 配电自动化应与配电网建设改造同步规划、同步设计、同步建设、同步投运，遵循“标准化设计，差异化实施”原则，充分利用现有设备资源，因地制宜地做好通信、信息等配电自动化配套建设。 5.5 配电自动化系统建设应以配电网调控运行为应用主体，满足规划、运检、营销、调度等横向业务协同需求
11、，提升配电网精益化管理水平。 5.6 配电自动化系统应满足电力二次系统安全防护有关规定。 5.7 配电自动化系统相关设备与装置应通过国家级或行业级检定机构的技术检测。 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主站、子站（可选） 、配电终端和通信网络组成，通过信息交换总线实现与其它相关应用系统互连，实现数据共享和功能扩展，配电自动化系统构成如图 1 所示。 柱上开关开关站FTU DTUDTU终端通信接入网柱上开关开关站环网柜FTU DTUDTU终端通信接入网骨干通信网（四级）主站.配电自动化系统电网GIS平台配电网规划管理设计平台营销业务系统.调度自动化系统设备（资产）运维
12、精益管理系统子站（选项）.信息交换总线（管理信息大区）信息交换总线（生产控制大区）正反向物理隔离加密认证数据中心环网柜企业服务总线图 1 配电自动化系统构成 Q / GDW 1382 2013 4 6.2 主站 6.2.1 总体要求 配电主站建设应遵循统一的技术标准，系统图形、实时数据交互、模型交互、设备命名、邮件、流程和服务等均满足国标、行标、企标等相关要求。系统应构建在标准、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。根据各地区（城市）的配电网规模、重要性要求、配电自动化应用基础等情况，合理选择和配置软硬件。 6.2.2 主站功能 主站功能如下： a) 配电主站的应用功能包
13、括基本功能（必备）和扩展功能。 b) 基本功能包括：数据采集与运行监控；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）；故障研判；与调度自动化系统、GIS、PMS2.0 等系统交互应用。 c) 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、工单管理、计划停电范围分析、基于 GIS 的抢修调度综合展示（区功能）等配电网分析应用以及仿真培训功能。 6.2.3 配置原则 主站配置原则如下： a) 主站的关键设备应采用双机、双网冗余配置，满足可靠性和系统性能指标要求，应具备安全、
14、可靠的供电电源保障。 b) 服务器应采用 UNIX 或 LINUX 操作系统，满足相关技术标准和规范要求，在硬件技术条件满足应用需求的前提下，应优先采用国产设备。 c) 应根据城市定位、供电可靠性需求、配电网规模、接入容量等条件合理配置主站功能。 d) 配电终端宜优先直接接入主站；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。 6.3 配电终端 6.3.1 终端类型 配电终端可分为馈线终端 (FTU)、站所终端 (DTU)、配变终端（ TTU）等。 6.3.2 基本要求 配电终端基本要求如下： a) 配电终端应采用模块化设计，满足高可靠性、适应性、小型化、低功耗、免维护等要求
15、。 b) 配电终端应具备运行数据采集、处理、存储、通信等功能，宜满足即插即用及远程管理等要求。 c) 配电终端通信规约宜采用符合 DL/T 634（ IEC 60870）的 104、 101 通信规约或满足 DL/T 860（ IEC 61850）的协议。 d) 配电终端应配置后备电源，并考虑为电动操作机构、通信装置等提供电源。 6.3.3 配置原则 根据配电网规划和供电可靠性需求， 按照经济适用的原则， 应差异化配置配电终端， 并合理控制 “三Q / GDW 1382 2013 5 遥”节点配置比例。 a) 对网架中的关键性节点，如主干线开关、联络开关，进出线较多的开关站、环网单元和配电室，
16、应配置“三遥”终端；对一般性节点，如分支开关、无联络的末端站室，应配置“两遥”终端。 b) 配变终端宜与营销用电信息采集系统共用。 6.4 馈线自动化 馈线自动化配置要求如下： a) 馈线自动化实现故障处理可采用集中型和就地型模式。 b) 应根据供电可靠性需求，结合配电网网架结构、一次设备现状、通信基础条件等情况，合理设计馈线自动化实现方案，并具备人工优化故障处理方案等辅助功能。 7 信息交互 7.1 配电自动化系统信息交互应符合电力企业整体信息集成交互构架体系， 。 7.2 信息交互应遵循图形、模型、数据来源及维护的唯一性原则和设备编码的统一性原则。 7.3 配电自动化系统应遵循 IEC 6
17、1968 标准，采用信息交换总线方式，实现各系统之间信息共享，满足业务集成应用需求。 7.4 配电自动化系统信息交互对象包括调度自动化系统、 PMS2.0 系统、 电网 GIS 平台、 营销业务系统等。 7.5 配电自动化系统信息交互内容应包含主网、配网模型和图形信息，配网设备相关参数、应用分析数据、故障信息和实时数据等内容。 8 通信网络要求 8.1 配电通信网络应满足实时性、可靠性等要求。 8.2 骨干通信网（四级）宜采用光纤专网，终端通信接入网采用无源光网络时应使用专用纤芯。 8.3 终端通信接入网主要包括光纤专网、配电线载波、无线专网和无线公网等多种方式，应因地制宜，综合采用多种通信方
18、式，并支持 SDH、工业以太网与无源光网络混合组网通信。 8.4 终端通信接入网应规范接口、统一管理。 9 安全防护 9.1 配电自动化系统应满足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及配电网安全防护相关技术要求。 9.2 配电终端与主站的通信采用单向认证防护技术，使用基于非对称加密技术的单向身份认证措施，实现控制和参数设置数据报文的完整性保护和主站身份鉴别，同时添加时间标签（或随机数）保证控制数据报文的时效性。 9.3 在子站 /终端设备上配置安全模块，对来源于主站系统的控制命令和参数设置指令采取安全鉴别和数据完整性验证措施，以防范冒充主站对子站终端进行攻击，恶意操作电气设备
19、。 9.4 主站前置机配置安全模块，对下行控制命令与参数设置指令进行签名，实现子站 /终端对主站的身份Q / GDW 1382 2013 6 鉴别与报文完整性保护。 9.5 严格禁止公网与调度数据网直接相连。 10 检验与检测 10.1 基本要求 a) 配电终端、通信及主站系统均应通过电力系统具有检测资质的机构进行检验检测。 b) 操作系统、应用软件、模型应满足相关标准要求。 c) 配电终端、通信及主站系统应满足配电网二次安全防护技术要求。 10.2 测试内容 a) 对配电自动化系统的数据模型、 SCADA 功能、馈线自动化功能、信息交互及设备异动流程等应进行定量测试。 b) 遥信、遥测、遥控
20、联动试验等。 c) 系统性能及可靠性测试。 d) 二次安全防护测试。 Q / GDW 1382 2013 7 附录 A （资料性附录） 典型配电管理系统构成 配电管理系统是一个覆盖配电网调度、运行、检修和管理等多环节的综合应用系统。国家电网公司已建成或正在建设的配电自动化系统（DAS） 、设备（资产）运维精益管理系统（PMS2.0） 、电网 GIS 平台（GIS） 、规划管理设计平台、电力营销业务系统以及 95598 客服系统等，虽各自相对独立运行，但其大部分信息和业务的应用属性都归类于配电管理系统,配电管理系统的典型构成示意图见图 A-1。 图 A-1 配电管理系统典型构成 Q / GDW
21、1382 2013 8 配电自动化技术导则 编 制 说 明 Q / GDW 1382 2013 9 目 次 1 编制背景 11 2 编写主要原则 11 3 与其它标准文件关系 11 4 主要工作过程 12 5 条文说明 13 Q / GDW 1382 2013 10 1 编制背景 配电自动化是提高配网调度运行、生产运行管理、故障抢修指挥管理水平和提升供电可靠性的重要技术手段。自 2009 年以来， 公司系统的65个地市供电单位相继开展了配电自动化建设，配电自动化应用工作取得初步成效，初步形成了适应公司配电网发展的配电自动化技术标准体系和配电自动化建设技术路线。 随着配电网发展， 特别是分布式发
22、电、电动汽车、 储能装置等应用加快和公司“三集五大” 体系建设不断深化， 配电自动化建设应用面临着新形势，必须制定经济适用的配电自动化建设应用方案， 加快建设技术领先、 安全可靠的现代配电网， 才能满足配网快速发展需求。 为进一步有效指导公司配电自动化建设与改造相关工作的开展，落实公司关于配电自动化建设应用提升专项工作要求，有效指导全面推进配电自动化建设应用，公司于2013年组织对Q / GDW 382-2009配电自动化技术导则进行了修订。 配电自动化技术导则 （以下简称导则 ）在总结近年来公司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
23、适当的调整和进一步的规范，明确了配电自动化系统与配电管理系统关系、明确了配电自动化系统功能和配置原则，增加了安全防护要求，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，与上一版相比，本次修订的主要变化包括： 1) 完善了配电自动化系统总体架构图； 2) 明确了配电自动化系统与配电管理系统关系； 3) 进一步明确了配电自动化系统功能和配置原则； 4) 增加了安全防护要求； 5) 删除了配电自动化对一次网架和设备的要求章节； 6) 删除了运行维护的技术要求章节； 7) 删除了配电自动化系统章节中配电子站内容。 导则是公司系统各单位开展配电自动化相关工
24、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 编制主要原则 本规范编制贯彻“统一标准、统筹规划、协调推进”方针，遵循全面性、适用性、差异性和前瞻性的原则，按照投资合理、功能实用、技术先进、运行可靠的要求，规范符合国家、行业和国家电网公司制订的有关标准、规范、文件等，以配电网调控运行为应用主体，满足规划、运检、营销、调度等横向业务协同需求，提升配电网精益化管理水平。 本规范将随今后技术发展和应用需求的变化进行不断完善。 3 与其它标准文件关系 导则是配电自动化系列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，对配
25、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，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 。 本规范参考 DL/T 814-2013配电自动化系统技术规范 ， Q/GDW 1738配电网规划设计技术导则 、DL/T 599城市中低压配电网改造技术导则 、 Q/GDW 156城市电力网规划设计导则 、 Q/GDW 370Q / GDW 1382 2013 11 城市配电网技术导则 、 Q/GDW 680.1智能电网调度技术支持系统 第 1 部分： 体系架构及总体要求 ， DL/T 634远动设备及系统 、 DL/T 721
26、-2013配电网自动化系统远方终端 ，结合配电自动化建设实践及提升要求，明确了配电自动化系统构成及各部分主要配置原则和功能要求。 本规范参考 DL/T 860变电站通信网络和系统 、 DL/T 890能量管理系统应用程序接口 、 DL/T 1080 电力企业应用集成 配电管理的系统接口 、 Q/GDW 624电力系统图形描述规范 、 IEC 60870（所有部分） Telecontrol Equipment and Systems 、 IEC 61968（所有部分） Application Integration at Electric Utilities System Interfaces
27、for Distribution Management明确了配电自动化系统信息交互的技术原则和规范。 本规范参考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 、国家电力监管委员会电监安全 200634 号电力二次系统安全防护总体方案明确了配电自动化系统安全防护相关要求。 4 主要工作过程 2013 年 1 月 11 日，国家电网科 2013 50 号 文件下达了配电自动化技术导则标准修订任务，确定了运行检修部负责组织修订导则 ，具体编制工作由国网电科院作为牵头单位。 2013 年 8 月 9 日，按照国家电网公司配电自动化建设应用提升工作方案的通知要求 ，国网运检部印发配电自动化技术
28、标准编制计划的通知 (运检三 2013 429 号 )，明确配电自动化技术导则修订工作由国网电科院牵头，许继集团、国网浙江电力公司、国网陕西电力公司、国网北京电力公司参与。 2013 年 9 月 2 日 -6 日，编写组在北京集中讨论导则修改内容，编写组明细了分工，落实了导则各部分编写人员，完成了规范初稿，并集中进行了初稿讨论，进一步完善导则初稿。 2013 年 9 月 12 日 -13 日，公司运检部组织召开了导则初稿审查会，发展部、信通部、国调中心以及中国电科院和国网电科院等单位参加会议，对导则初稿提出了进一步修改完善的意见和建议。 2013 年 9 月 14 日 22 日，根据与会专家的
29、审查意见，编写组讨论、修改导则初稿，形成导则送审意见稿。 2013 年 10 月 23 日，公司运检部在北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。 2013 年 11 月 XX 日 11 月 12 日， 导则在公司系统各单位及总部发展部、信通部、国调中心等部门以及部分系统外厂家进行了征求意见，编写组根据导则的征求意见反馈情况，对导则进行了补充完善，形成报批稿。 5 标准结构和内容 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标准、导则、
30、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、馈线自动化、配电自动化系统主站、配电终端和信息交互、信息交换总线、配电管理系统等术语的定义。 第 4 章“符号、代号和缩略语” ，主要给出了标准中用到的 GIS、 DMS 等缩略语的含义。 第 5 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 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
31、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Q / GDW 1382 2013 12 性等技术要求。 第 8 章“通信网络要求” ，主要明确了配电通信网的设计原则，骨干通信网和终端通信接入网的建设原则，以及主要通信方式的技术要求。 第 9 章“安全防护” ，主要明确了配电自动化系统安全防护原则要求。 第 10 章“验收与测试” ，主要明确了配电自动化系统的验收项目及相关技术要求。 附录 A“典型配电管理系统构成” ，主要描述了配电管理系统的构成及各部分主要功能。 6 条文说明 本标准第 5.1 条，明确了配电自动化建设的目的，提出应实现对配电网的实时监视与运行控制，并为配电管理系统
32、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。 本标准第 5.2 条，明确了配电自动化规划的总体原则，提出配电自动化规划应纳入配电网整体规划，依据本地区经济发展、配电网网架结构、设备现状、负荷水平以及供电可靠性实际需求进行规划设计，在合理投资的情况下，注重功能的实用性、运行可靠性以及技术前瞻性。 本标准第 5.4 条，明确了配电自动化系统“四同步”建设要求，即：同步规划、同步设计、同步建设、同步投运，并做好配电自动化配套建设。 本标准第 5.5 条，明确了配电自动化系统建设的应用主体为配电网调控，并考虑满足规划、运检、营销、调度等横
33、向业务协同需求。 本标准第 6.1 条，通过完善总体架构图，进一步明确了配电自动化系统的组成，将信息交换总线纳入系统构建的范围，并示意了它与企业服务总线的关系，实现与其它相关应用系统互连和数据共享。 本标准第 6.2.2 条，明确了配电自动化系统主站的基本功能和扩展功能，基本功能是必备功能，扩展功能是选项功能，可以根据配电自动化实际需求进行选配。与第一版相比，基本功能除了数据采集与运行监控外，还根据配电自动化应用实践和技术要求，明确模型 /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、 PMS2.0 等系统交互应用也作为基本功能；根据应用需要，
34、扩展功能增加了自动成图、安全运行分析、配电网仿真培训等功能。 本标准第 6.2.2 条，明确配电自动化主站软硬件配置原则。硬件配置除了满足可靠性和性能指标要求外，要求服务器必须采用采用 UNIX 或 LINUX 操作系统，并且优先采用国产设备。同时在本条款中，明确了配电自动化系统优先采用主站 +终端的两层架构。 本标准第 6.3.2 条，给出了配电终端的基本要求，包括功能上应具备数据采集、处理、存储、通信等功能，同时为便于维护，对终端提出了即插即用及远程管理等导向性要求，通信规约宜满足 DL/T 860变电站通信网络和系统标准（ IEC 61850）的协议。特别指出，不具备通信能力的配电终端，
35、不列入本导则规定的配电终端范畴。 本标准第 6.3.3 条，给出了配电终端配置主要原则，按照差异化原则，控制“三遥”节点配置比例，配变部分信息采集倾向于采集终端与用电信息采集系统共用，或者通过配电自动化系统与用电信息采集系统两个系统间的信息交互方式解决。 本标准第 6.4 条 a） ，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，在本次分类中，主要从配电主站是否参与进行分类。第一种模式需要配电终端把监测到的故障信号统一汇总上送到主站，由配电主站集中进行分析判断处理，实现故障的定位、隔离和恢复处理。第二种模式包括通过终端时序、保护、通信交互的方式实现馈线自动化，不需要配电主站或配电子
36、站参与的模式，如电压型、综自型、看门狗型、广域保护型等方式，则归并到就地型。 本标准第 6.4 条 b） ，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，Q / GDW 1382 2013 13 并具备人工优化故障处理方案等辅助功能。 本标准第 7 章，明确了配电自动化系统与相关应用系统之间的信息交互的内容和主要信息流向。信息交换总线是多系统横向集成和信息交互的支撑构件。 本标准第 8 章，骨干通信网和终端通信接入网的建设原则，以及主要通信方式的技术要求。 本标准第 9 章，提出了配电自动化系统安全防护原则要求，明确配电自动化系统的遥控操作应按国家电网调 2011 168 号关于加强配电网自动化系统安全防护工作的通知有关规定进行加密认证。 本标准第 10 章，主要明确了配电自动化系统验收工厂验收、现场验收、工程验收和实用化验收等四个阶段，验收工作应按阶段顺序进行，各阶段验收均应符合相关验收规定或细则，明确了各个阶段的测试内容。 本标准附录 A， 根据我国配电网的管理特点和企业信息化的建设现状， 描述了配电管理系统 （ DMS）的实现方式和主要组成部分。 _
