地区电网调度自动化设计技术规程

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地区电网调度自动化设计技术规程是为规范和指导地区电网调度自动化系统的规划、设计、建设和运行而制定的技术文件。其核心目标是确保电网调度自动化系统的安全性、可靠性、经济性和先进性，以满足电力系统运行和管理的需求。

该规程主要涵盖以下几个方面：首先，明确调度自动化系统的功能要求，包括数据采集与监控（SCADA）、能量管理系统（EMS）、配电管理系统（DMS）等功能模块的设计原则和技术指标。其次，规定了系统结构设计的要求，如主站系统、子站系统及通信网络的架构设计，强调系统的可扩展性和兼容性。再次，对信息传输和通信协议进行规范，确保信息传递的准确性和实时性，同时提出网络安全防护措施，防止外部攻击和非法访问。此外，规程还涉及设备选型和技术参数的选择标准，以及系统的测试、验收和运行维护要求。

通过遵循该规程，可以有效提升地区电网调度自动化水平，优化电力资源配置，提高供电可靠性和服务质量，为电网的安全稳定运行提供坚实的技术保障。同时菏泽巨郓河拓浚工程施工组织设计，也为未来智能化电网的发展奠定基础。

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 人机联系系统宜配置1～4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。

2.4.10 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1～3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15～28℃。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0.5Ω，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DL5003—91《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)10～110kV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。

(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信号。

(4)低频减载动作(按组)信号。

(5)10～35kV断路器事故跳闸总信号。

(6)10～35kV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。

pe100级燃气工程施工组织设计 (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)大门打开信号。

兰溪施工方案 (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。