地区电网调度自动化设计技术规程.doc

1、地区电网调度自动化设计技术规程 Specifications for the Design of Dispatching Automtion in District Eleactric Power Sytems DL500291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：1991 年 12 月 24 日 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

2、调度自动化设计技术规程电力行业标准，标准的编号为 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、.3 地区电网调度自动化系统设计应以经审查的地区电网(一次) 系统设计为依据。并在系统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计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

4、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。 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。 1.0.11 地区电网调度自动化设计，除应执行本规

5、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 2.1.1 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，在经过试点和具备条件时，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

6、 2.2.1 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，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.

7、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%。 2.2.4.4 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

8、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 可靠性指标： (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： (1)传送速率为 1200、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.

9、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、兼容性及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容。 (2)大型地调主计算机宜采用字长 32 位的高档微机或小型机。 (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

10、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率及其估算条件。 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

11、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

12、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。 2.4.11 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 2.5.1 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的、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

13、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 1528。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

14、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 根据设备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

15、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、总无功功率及总有功电能量。 (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。 (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

16、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 联络线主要保护 (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

17、 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位置信号)。 (4)自动调节装置运行状态信号( 如中小型水电厂发电机功率成组调节装置等)。 (5)影响系统安全运行的越限信号( 如过电压、过负荷，这些信号也可在调度端整定)。 (6)110kV 旁路断路器主要保护 (一般为高频、距离、零序保护)和重合闸动作信号。3.1.6 根据调度需要和设备可能，地调可向直接控制的发电厂、变电站传送下

18、列遥控、遥调命令。 (1)重要的 110kV 以下断路器的分合。 (2)成组控制装置的投切。 (3)无功补偿装置断路器的投切( 包括电容器组、电抗器等)。 (4)有载调压变压器抽头位置调整。 (5)成组控制装置整定值调节。 3.2 无人( 少人)值班厂站的远动信息 3.2.1 根据调度管理的需要和电气设备状况，地区电网的变电站和小型水电厂可按无人值班遥控方式设计。 3.2.2 遥控方式无人值班厂站远动信息应遵照本技术规程第 3.1 条和本节各条的规定。少人值班和非遥控方式无人值班厂站远动信息可视具体情况参照执行。 3.2.3 无人值班厂站根据调度需要和设备可能，可向地调增送下列遥测量的一部分。

19、 (1)10kV 线路电流。 (2)10kV 母线电压。 (3)10kV 母线旁路、母联、分段、分支断路器的电流。 (4)三绕组变压器第三侧电流。 (5)并联补偿装置的电流。 (6)站用变压器低压侧电压。 (7)直流母线电压。 (8)110kV 线路有功电能量。 (9)110kV 降压变压器的有功电能量。其中三绕组变压器有两侧测量。 3.2.4 无人值班厂站根据调度的需要和设备可能，可向地调增送下列遥信量的一部分： (1)反映运行方式的隔离开关位置信号。 (2)110kV 线路主要保护 (宜为距离、高频、零序保护)和重合闸动作总信号。 (3)主变压器重瓦斯、差动保护和复合电压电流闭锁保护动作总

20、信号。 (4)低频减载动作(按组)信号。 (5)1035kV 断路器事故跳闸总信号。 (6)1035kV 系统接地信号。 (7)直流系统接地信号。 (8)控制方式由遥控转为当地控制的信号。 3.2.5 无人值班厂站根据调度的需要和设备可能，可向地调增送下列全部或部分预告信号： (1)断路器控制回路断线总信号。 (2)断路器操作机构故障总信号。 (3)变压器油温过高、绕组温度过高总信号。 (4)轻瓦斯动作信号。 (5)变压器或变压器调压装置油位过低总信号。 (6)继电保护、故障录波器、调压装置故障总信号。 (7)距离保护闭锁信号。 (8)高频保护收信信号。 (9)消防报警信号。 (10)大门打开

21、信号。 (11)远动终端遥控电源消失信号。 (12)远动终端 UPS 交流电源消失信号。 (13)远动终端下行通道故障信号。 3.2.6 根据调度需要和设备可能，地调可向无人值班厂站增发以下遥控命令： (1)110kV 以下断路器分合。 (2)变压器中性点接地刀闸分合。 (3)高频自发信起动。 (4)距离保护闭锁复归。 (5)预告信号的复归。 3.2.7 不宜用遥控方式进行同期操作，同期操作宜由厂站同期装置实现。 3.2.8 不用遥控方式进行事故后保护装置的复归。保护装置的复归应在现场进行。 3.3 远 动 设 备 3.3.1 远动终端应满足远动信息采集和传递要求。应选用性能良好、运行可靠的定

22、型产品。 3.3.2 一个厂站宜采用一套远动终端。 3.3.3 属双重调度的发电厂、变电站宜将远动信息直接送往一个调度端，另一个调度端所需信息通过该调度转发。 3.3.4 对调度端已建成的调度自动化系统无转发功能时，属双重调度的厂站可以向两个调度端直接发送遥测、遥信信息，但同一被控设备不允许执行两个调度端的遥控、遥调命令。 3.3.5 远动终端的制式应与调度端自动化系统制式一致。当选用的远动终端的制式、远动规约与调度端已有系统不一致时，工程中应解决与调度端已有系统的接口问题。 3.3.6 按厂站传送远动信息的需要和发展，以中档实用原则确定远动终端的档次、功能和容量，并优先选用功能和容量可灵活组

23、合的远动终端。 3.3.7 远动终端有条件时可以适当兼顾厂站电气监测功能，但不应因此而影响远动终端的功能和技术指标。 3.3.8 远动终端主要技术指标： (1)遥测精度：0.5 级。 (2)模拟量输入：420mA；5V 。 (3)遥信输入：无源触点方式。 (4)事件顺序记录分辨率不大于 10ms。 (5)电能量累计容量：2 16 。 (6)模拟量输出：010V ；420mA。 (7)遥控输出：无源触点方式，触点容量为直流 220V、5A，110V、5A 或 24V、1A。 (8)远动信息的海明距离不小于 4。 (9)远动终端的平均故障间隔时间宜不低于 10000h。 (10)远动通道误码率为

24、10-4 时，远动终端应能正常工作。 3.3.9 调制解调器技术指标： (1)速率为 50(75)、(200)300、600、1200Bd。 (2)双工、半双工、单工通道。 (3)频谱符合国家标准。 (4)通道信杂比在 17dB 时误码率不大于 10-5。 3.3.10 遥测变送器的精度宜为 0.5 级。模拟量输出宜采用恒流输出。 3.3.11 远动终端应有抗电磁干扰的能力。其信号输入应有可靠的电气隔离，其绝缘水平应符合有关标准。 3.3.12 远动终端应有防雷击和防过电压的措施。 3.3.13 远动终端与遥测变送器和通信设备之间的电缆宜采用多芯双绞屏蔽电缆。 3.3.14 远动终端和遥测变送

25、器屏应可靠保护接地。 3.3.15 远动终端和遥测变送器屏安装地点应考虑对环境的要求和运行上的方便。 3.4 其 它 3.4.1 远动设备应配备不间断电源，交流电消失后不间断电源维持供电时间宜不小于20min，无人值班厂站宜不小于 30min。 3.4.2 远动设备应配备相应的调试仪表。其配置标准按远动专用仪器仪表的配置标准执行。 3.4.3 在工程设计中应考虑远动终端必要的备品备件。 _ 附加说明： 本规程由能源部电力规划设计管理局提出。 本规程由能源部电力规划设计管理局归口。 本规程由能源部西北电力设计院负责起草。 本规程主要起草人：范家正、杨凤英、任当勤。 地区电网调度自动化设计技术规程

26、 DL 500291 条 文 说 明 1 总 则 1.0.1 本条说明了规程编制目的。自 1985 年全国电网调度自动化规划座谈会召开以来，能源部有关司局陆续颁布电网调度自动化的有关技术文件有：全国电网调度自动化振兴纲要 、 地区电网调度自动化功能规范 、 地区电网调度自动化系统基本指标 、 地区电网调度自动化系统参数配置要求 、 地区电网调度自动化系统配套附属设施要求及电网调度自动化实用化要求(试行 )等。这些文件的贯彻促进了地区电网调度自动化工作的开展。为了在地区电网调度自动化设计中统一技术标准，根据以上文件精神编制了本规程。 现阶段地区电网调度自动化的主要任务是安全监控。与之相适应，本规

27、程分调度端和厂站端两部分，这两部分互有联系，在技术上是有机的整体，设计中应注意互相配合。 1.0.2 本条明确了本规程的适用范围。 地区电网量大面广，其运行特点和调度管理任务与大区电力系统和省电力系统不同，其调度自动化具体功能、信息采集内容和设备配置要求都有所区别。这些情况在本规程中都得到反映。 一般根据一次电网设计年限编制相应的地区电网调度自动化系统设计，经审定后作为地区电网调度中心及其所管辖的厂站调度自动化设计的依据。 1.0.3 明确开展地区电网调度自动化设计的所需条件。地区电网调度自动化设计必须在一次系统设计和调度管理范围划分原则明确的前提下进行。经审查的一次系统设计是地区电网调度自动

28、化设计的依据和基础。一次系统设计明确了电网的规模、网络地理分布、主接线、典型运行方式、电气计算结论及负荷性质等，为分析电网特点提供了条件，以便于确定调度自动化系统功能及信息采集内容。 有关调度管理体制的资料(包括调度管理范围和职能划分、调度所的设置及所址等) ，一般由电网主管部门提供。远期调度管理体制生产部门一时提不出，也可由设计部门提出原则性意见，由电网主管部门确认后作为设计依据。 1.0.5 地区电网调度自动化是为地区电网调度管理服务的，因此调度自动化系统设计应与调度管理体制相一致。现代化电网调度自动化系统应与统一调度分级管理相适应。这样可节省通道和提高投资效益。在实现电网分层控制时各级调

29、度间应组成信息交换网，信息一般采用逐级传送的方式。 1.0.71.0.9 明确了地区电网调度自动化系统设计、调度中心工程和发变电工程中调度自动化设计的内容划分。地区电网调度自动化系统设计是从电网特点、运行需要和通道条件以及各级调度中心、各厂站间的相互协调出发，提出调度自动化功能要求，技术指标，计算机和人机联系系统配置与设备选型意见，远动信息内容和组织信息传输网络，明确远动设备性能和制式要求等，完成远动、计算机和人机联系系统设计。系统设计主要解决系统性问题，而具体实施则在调度中心工程和发变电工程中进行。调度中心工程和发变电工程中自动化设计应以电网调度自动化系统设计为依据，并结合工程具体情况进行核

30、实，做出具体工程设计。应避免工程设计不符合总体要求情况的出现。当二者不相符需进行原则性变更时，需在工程设计文件中进行必要的说明供有关部门审批。 2 调度端部分 2.1 调度自动化系统功能 2.1.12.1.2 列出地区电网调度自动化系统的功能。 调度自动化系统收集、处理电网运行实时信息，通过人机联系系统把电网运行状况集中而有选择的显示出来进行监控。运行人员可借此统观全局，集中全力指挥全网安全、经济和优质运行。调度自动化系统安全监控功能的实现，可以提高电网安全运行水平，提高处理事故能力，减少停电损失。各类地调在考虑调度自动化系统时，应使其具有数据采集和监视、控制(SCADA)的功能，但在具体实施

31、过程中应根据调度职责范围、调度自动化现状、基础设备自动化条件，按照由低至高、由易到难的原则恰当确定总体功能。 2.1.3 各类地调应该逐步实现遥控和遥调功能，有条件时可建设无人值班遥控变电站。但遥控、遥调功能实现取决于调度需要、良好的一次设备、高可靠性的远动终端和通道等因素，其中良好一次设备和通道对于众多地调说来不是短期内可以解决的。各类地调应本着稳妥可靠的方针，经过试点逐步的实现遥控、遥调的功能。 2.1.4 一些地调根据调度管理的需要下设若干集控站，每个集控站管理若干厂站。在这种情况下，地调对集控站监控和信息采集，并通过集控站对所辖厂站集中监控和信息采集。要求集控站的远动设备既具有主站功能

32、又具有远方终端功能。 2.2 技 术 要 求 2.2.1 当新建地区电网调度自动化系统时，应择优选用在地调范围内符合有关标准的统一远动规约。有条件时，如能做到在省(网) 调范围内的地调有统一远动规约则更利于信息交换网的建立。当地调范围内有其他远动规约时，可利用规约转换或设置多规约处理前置机方式加以解决。 2.2.22.2.7 主要参照部颁有关地区电网调度自动化技术文件及其他关资料列出了调度自动化系统应达到的系统性技术要求和指标。 对其中某些技术要求和指标简要说明如下： 一、在第 2.2.2 条中列出地区电网调度自动化系统应该具备采集、处理和控制各个类型数据的能力。 二、第 2.2.3 条为了保证省网和地区电网事件记录时间参数的一致性，地调设置月历时钟是必要的。 三、远动系统遥测误差是指变送器、远动终端、远动信道、调度端各个环节误差的综合。根据调度管理的需要和设备水平现定为1.5%。 四、事件顺序记录主要用于记录电网中重要断路器和继电保护动作信号。站间分辨率的含义是在不同厂站两个相继发生事件其先后相差时间大于或等于分辨率时，调度端记录