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1、地区电网调度自动化设计技术规程Specifications for the Design of DispatchingAutomation in District Electric Power SystemsDL 500291主编部门：能源部西北电力设计院批准部门：中华人民共和国能源部施行日期：中华人民共和国能源部关于颁发地区电网调度自动化设计技术规程电力行业标准的通知能源电规19911242号为了适应电力建设发展的需要，我部委托西北电力设计院编制了地区电网调度自动化设计技术规程，经组织生产调度、设计、科研和生产等单位进行审查，现批准颁发地区电网调度自动化设计技术规程电力行业标准，标准的编号为
2、DL500291，自颁发之日起执行。各单位在执行过程中如发现不妥或需要补充之处，请函告电力规划设计管理局。标准的出版和发行由水利电力出版社负责。1991年12月24日1 总 则1.0.1 为了实现地区电网调度管理现代化的目标，统一设计技术标准和执行国家有关政策，特制定本规程。1.0.2 本规程适用范围：(1)地区电网调度自动化系统设计和可行性研究。(2)地区电网调度自动化工程和地区电网调度中心(以下称地调)管辖范围内新建小型水、火电厂和变电站工程。(3)地区电网中的改(扩)建发电、变电工程可参照使用本规程。1.0.3 地区电网调度自动化系统设计应经审查的地区电网(一次)系统设计为依据。并在系统
3、调度管理体制和调度管理范围划分原则明确的前提下进行。1.0.4 地区电网调度自动化系统设地的设计水平年宜与地区电网(一次)系统的水平年一致。1.0.5 地区电网调度自动化系统设计应与电力系统统一调度分级管理体制相适应并实行分层控制。信息宜采用逐级传送原则。1.0.6 经审查的地区电网调度自动化系统可作为进行地区电网调度自动化工程可行性研究、调度自动化系统工程设计和发电、变电工程中调度自动化项目初步设计的依据。1.0.7 地区电网调度自动化系统设计应在分析电力系统特点、运行需要和通道条件的基础上提出调度自动化系统的功能要求、技术指标、远动信息内容和信息传输网络，提出远动、计算机和人机联系系统设计
4、。1.0.8 地区电网调度自动化调度端设计，应根据经审查的地区电网调度自动化系统设计确定各类设备的型式和规范，以及系统实施方案配置图，编制功能说明、实时数据库资料清册、显示画图册和打印表格图册，并编制订货图和安装设计。1.0.9 地区电网调度自动化厂站端工程设计应根据经审查的地区电网调度自动化系统设计，核实调度关系和远动信息内容，落实设备的规范、型号及远动通道，并编制原理接线和安装接线图。1.0.10 地区电网调度自动化系统设备应立足于国内。1.0. 地区电网调度自动化设计，除应执行本规程的规定外，尚应符合现行国家和部颁发的有关规范和规程的规定。2 调度端部分2.1 调度自动化系统功能2.2.
5、1 地区电网调度自动化系统应根据调度职责范围实现程度不同的数据采集及监控(SCADA)功能。2.1.2 调度自动化系统功能的实施可分阶段进行。应首先实现与安全运行、经济效益有密切关系的基本功能。对某些因基础设备自动化条件不具备的功能可暂缓实现。2.1.3 各类地调，在经试点和具备条件时，可逐步实现遥控和遥调的功能。2.1.4 集控站为地调派出的基础操作维护机构。既是地调下属的一个远动终端，又具备有对所辖厂站集中监控和信息汇总向地调发送的功能。2.2 技 术 要 求2.1.1 调度端与远动终端、上下级调度端间的通信规约应符合有关标准。在地调范围内宜采用一种远动规约。若地调范围内有其它远动规约时，
6、可采用规约转换或其它方式解决。2.2.2 数据采集、处理和控制类型。(1)遥测量：模拟量、脉冲量、数字量。(2)遥信量：状态信号。(3)遥控命令：数字量。(4)遥调命令：模拟量、脉冲量。(5)时钟对时。(6)计算量。(7)人工输入。2.2.3 调度端应具备有毫秒级分辨率的内部日历时钟并能接收标准时钟的对时命令。2.2.4 远动技术指标。2.2.4.1 遥测量：(1)远动系统遥测误差不大于1.5%。(2)越死区传送整定最小值不小于0.5%(额定值)。2.2.4.2 遥信量：(1)正确率不小于99.9%。(2)事件顺序记录站间分辩率不大于20ms。2.2.4.3 遥控正确率不小于99.99%。2.
7、2.4.4 遥调正确率不小于99.99%。2.2.5 实时性指标：(1)重要遥测传送时间不大于3s。(2)遥信变位传送时间不大于3s。(3)遥控、遥调命令传送时间不大于4s。(4)全系统实时数据扫描周期(30个接口)为310s。(5)画面调用响应时间：85%的画面不大于3s，其它画面不大于5s。(6)画面实时数据刷新周期为510s。(7)打印报表输出周期可按需要整定。(8)双机自动切换到基本监控功能恢复时间不大于50s。(9)模拟屏数据刷新周期为612s。2.2.6 可告性指标：(1)单机系统可用率不小于95%。(2)双机系统可用率不小于99.8%。2.2.7 与上级调度计算机数据通信通道：(
8、1)传送速度为120、2400Bd。(2)误码率在信杂比为17dB时，不大于10-5。(3)采用全双工专用通道。必要时可设置主备通道。2.3 计算机选型和硬件配置原则2.3.1 计算机系统硬件包括以下内容(1)计算机(包括前置机或通信控制器)。(2)外存贮器。(3)输入输出设备。(4)通道接口。(5)专用不间断电源。2.3.2 计算机系统配置原则：(1)应能完成调度自动化系统功能并满足系统技术要求。(2)新建计算机系统应具有较好的可扩性、可维护性、兼容及性较高的可靠性和性能价格比。2.3.3 计算机选型原则：(1)同一省网的地调计算机机型系列宜统一或相兼(2)大型地调主计算机宜采用字长32位的
9、高档微机或小型机。(3)中型地调主计算机宜选用字长32位的微机，也可采用16位微机。(4)小型地调主计算机宜选用字长16位的微机。(5)省网内各级调度的计算机型号不统一时，应采用标准接口，统一通信规约。2.3.4 根据设计水平年调度自动化系统的功能并考虑投运后10年发展的需要，应按以下条件，确定计算机系统的规模：(1)数据采集与监控对象的容量。(2)远动终端类型及数量。(3)上下级调度自动化系统数据交换的类型和数量。(4)外部设备的类型及数量。(5)通道数量及传送速率。(6)计算机中央处理器负荷及其估算条件。2.3.5 计算机中央处理器平均负荷率在电网正常运行时任意30min内宜小于40%，在
10、电网事故情况下10s内宜小于60%。2.3.6 计算机应配置与上级调度计算机进行数据通信的接口。2.3.7 应配置用于系统维护、程序开发的程序员终端和打印机各一台。2.3.8 根据远动终端和信息传输方式对通道的技术要求，配置必要的通道接口，并提出对通道数量、质量的要求。2.4 人机联系系统2.4.1 人机联系系统包括以下内容：(1)屏幕显示设备。(2)打印和记录设备。(3)电网调度模拟屏、调度台。(4)调度模拟屏控制器。2.4.2 人机联系系统技术指标及功能应满足调度自动化系统的总体要求。2.4.3 人机联系系统应具有安全保密措施，其安全等级不少于3个。2.4.4 人机联系系统应具有自调、自诊
11、断能力，操作方法应简单、灵活。2.4.5 显示器宜选用不小于51cm(19in)的半图形中分辨率彩色显示器。对非调度员使用的显示器亦可选用性能较低的显示器。2.4.6 屏幕显示应具有中文显示功能。2.4.7 人机联系系统宜配置14台显示器及相应的显示控制器、键盘、鼠标器(跟踪球)。2.4.8 调度模拟屏可采用不下位操作。不下位操作宜采用与屏幕显示器合用的键盘完成。2.4.9 宜配置13台具有汉字打印功能的运行记录和事件记录用打印机。2.4.10 调度模拟屏控制器与计算机接口宜采用串行方式。2.4. 地区电网调度中心可配置阻燃型镶嵌式或其它形式的调度模拟屏以及13席调度台。2.5 软件要求2.5
12、.1 在购置计算机系统时应配备必要的计算机系统软件。不对系统软件作任何变动。2.5.2 应具有适合电网特点、维护性和可扩性好的实时数据库系统。2.5.3 数据采集和监控的软件应满足功能要求并实现模块化。2.5.4 根据需要配备相应的支持软件。2.5.5 应选用成熟的应用软件包，各类应用软件可根据需要逐步扩充。2.5.6 系统应具有对各类应用软件进行调试、维护、在线生成的功能。2.6 电源和机房要求2.6.1 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。电源质量应符合设备要求，电压波动宜小于10%。2.6.2 为保证供电的可靠和质量，计算机系统应采用不间断电源供电，交流电源失电后
13、维持供电宜为1h。2.6.3 应保持机房的温度、湿度。机房温度为1524。温度变化率每小时不超过5；湿度为40%75%。2.6.4 机房内应有新鲜空气补给设备和防噪声措施。2.6.5 机房应防尘，应达到设备厂商规定的空气清洁度，对部分要求净化的设备应设置净化间。2.6.6 计算机系统内应有良好的工作接地。如果同大楼合用接地装置，接地电阻宜小于0.5，接地引线应独立并同建筑物绝缘。2.6.7 根据的要求还应有防静电、防雷击和防过电压的措施。2.6.8 机房内应有符合国家有关规定的防水、防火和灭火设施。2.6.9 机房内照明应符合有关规定并应具有事故照明设施。3 厂站端部分3.1 有人值班厂站的远
14、动信息3.1.1 直接调度的220kV及以上电压等级输变电部分遥测、遥信信息内容，可参照部颁DL500391电力系统调度自动化设计技术规程。3.1.2 发电厂、变电站应向直接调度的地调传送下列遥测量。(1)发电厂总有功功率、总无功功率及有功电能量。(2)调相机组总无功功率。(3)跨地区联络线有功功率、无功功率及分别计算的双向有功电能量。(4)110kV输电线路的有功功率或电流。(5)35kV输电线路的电流或有功功率。(6)旁路断路器的测量内容与同级电压线路相同。(7)三绕组变压器两侧有功功率和电流。(8)双绕组变压器的单侧有功功率和电流。(9)计量分界点的变压器加测无功功率和双向有功电能量。(
15、10)母联、分段、分支断路器电流。(11)10110kV系统电压监视点电压。3.1.3 根据调度的需要和设备的可能，发电厂、变电站可向直接调度的地调传送下列遥测量的一部分。(1)梯级水电厂上下游水位。(2)当发电厂单机容量超过地区电网总负荷的5%且不小于50MW时，加测单机有功功率和无功功率。(3)110kV输电线路的无功功率。(4)10kV重要线路的电流。(5)35kV及以上电压等级用户直配线路有功功率，必要时加测有功电能量。3.1.4 发电厂、变电站应向直接调度的地调传送下列遥信量。(1)厂、站事故总信号。(2)调度范围的断路器位置信号。(3)110kV联系线主要保护(一般为高频、距离、零序保护)和重合闸动作信号。(4)枢纽变电站110kV母线保护动作信号。3.1.5 根据调度需要和设备可能，发电厂、变电站可向直接调度的地调传送下列遥信量的一部分。(1)发电机、变压器、调相机内部故障总信号。(2)发电机由发电转调相运行方式的状态信号。(3)有载调压变压器抽头位置信号(无条件时可给出上下限
