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电力系统调度自动化设计技术规程《电力系统调度自动化设计技术规程》是指导电力系统调度自动化工程设计的重要技术规范，旨在确保电力系统调度自动化系统的安全性、可靠性、经济性和先进性。该规程涵盖了电力系统调度自动化的设计原则、功能要求、技术指标以及实施方法，为实现电网的高效运行和智能管理提供了标准化依据。
规程主要内容包括：（1）系统架构设计，明确调度自动化系统的层级结构，包括主站系统、子站系统及通信网络的设计要求；（2）功能需求，规定了数据采集与监控（SCADA）、能量管理系统（EMS）、配网自动化等功能的具体实现标准；（3）技术参数，对硬件配置、软件平台、数据传输速率等提出具体要求；（4）网络安全，强调信息安全防护措施，保障系统免受外部攻击和内部故障影响；（5）接口规范，确保不同设备和系统之间的兼容性和互操作性。
通过遵循该规程，电力系统能够实现对发电、输电、配电和用电全过程的实时监测、分析和控制江西长江干流辰字段堤防加固工程施工组织设计，提高供电质量，优化资源配置，并为智能电网建设奠定基础。同时，规程还注重与国际标准接轨，推动我国电力调度自动化技术的持续进步。
2.4.1.2 打印和记录设备。
2.4.1.3 电力系统调度模拟屏及控制器。
2.4.2 人机联系系统是调度自动化系统的重要组成部分，其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 控制台宜设置合用键盘以实现人机对话和模拟屏不下位操作。
2.4.4 人机联系系统应具有定义控制台不同安全等级的功能，其等级应不少于4个。
2.4.5 人机联系系统应具有自调、自诊断功能，操作方法应简单、灵活。
2.4.6 彩色屏幕显示设备应包括显示控制器、彩色显示器、键盘和其它光标控制器。
2.4.7 宜选用中密度彩色显示器，根据需要也可选用高密度、全图形彩色显示器。对非调度员所用显示器亦可选用性能较低的显示器。
2.4.8 调度员用的彩色屏幕显示器屏幕尺寸宜不小于51cm(19英寸)，显示颜色不少于7种。
2.4.9 人机联系系统应有汉字显示和打印的功能，汉字应符合国家一级汉字库标准。
2.4.10 人机联系系统应配置不少于2套屏幕显示器控制器，4～8台彩色显示器及相应的键盘和光标控制器。
2.4.12 调度模拟屏控制器与计算机接口宜采用串行方式。
2.4.13 根据调度管理范围配置阻燃型镶嵌式调度模拟屏和2～4席调度台。
2.4.14 调度模拟屏宜采用不下位操作。
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，对系统软件不作任何变动。
2.5.2 应配置适合电力系统特点的响应快、可维护性和可扩性好的实时数据库管理系统。
2.5.3 结合调度功能要求，配备模块化实时数据采集和监控程序。宜采用成熟的标准软件包。
2.5.4 应根据需要配备各类支持软件。
2.5.5 具有电网应用软件功能的系统，应建立相应的响应快、可扩性好和使用方便的应用数据库。
2.5.6 应用软件项目可根据需要逐步扩充，宜选用成熟的软件包。
2.5.7 应具有对各类应用软件进行调试、维护和在线修改数据库的功能。
2.5.8 计算机的数据通信规约应采用国际标准，在同一网调范围内通信规约应统一。
2.5.9 计算机数据通信规约的应用层，应采用部颁电力系统实时数据传输应用层协议。
2.6 机房及其它要求
2.6.1 应保持机房的温度、湿度。机房温度为18～24℃，温度变化率每小时不超过±5℃，湿度为40%～70%。
2.6.2 机房应防尘，应达到设备厂家规定的空气清洁度。对部分要求净化的设备应设置净化间。
2.6.3 交流供电电源必须可靠，应由两路来自不同电源点的供电线路供电。电源质量符合设备要求，电压波动范围宜小于±10%。
2.6.4 为保证供电的质量和可靠性，计算机系统应采用不间断电源供电。交流电消失后不间断供电维持时间应不小于1h。
2.6.5 计算机系统应有良好工作接地。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。
2.6.6 机房内应有新鲜空气补给设备和防噪音措施。
2.6.7 根据设备的要求还应考虑防静电、防电火花干扰、防雷击、防过电压和防电磁辐射等要求。
2.6.8 机房内应有符合国家有关规定的防水、防火和事故照明设施。
3.1 远 动 信 息
3.1.1 发电厂、变电站应向有关调度传送下列遥测量：
3.1.1.1 发电厂发电总有功功率和总无功功率。
3.1.1.2 容量为100MW及以上的发电机有功功率和无功功率。
3.1.1.3 容量为50Mvar及以上的同步调相机或其它无功补偿装置的进相及滞相运行时的无功功率。
3.1.1.4 发电厂三绕组升压变压器高压侧和中压侧有功功率和无功功率；双绕组升压变压器高压侧有功功率和无功功率。
3.1.1.5 220kV及以上电压等级的降压变压器有功功率和无功功率，其中三绕组变压器可在高压侧和中压侧或在中压侧和低压侧测量。
3.1.1.6 联络变压器高压侧和中压侧有功功率和无功功率。
3.1.1.7 220kV及以上电压等级的线路有功功率和无功功率。
3.1.1.8 110kV线路宜测有功功率，也可测电流。个别线路必要时可加测无功功率。
3.1.1.9 母联和分段断路器宜只测电流，必要时测有功功率和无功功率。
3.1.1.10 旁路断路器的测量内容与同等级电压线路相同。
3.1.1.11 双向传输功率的线路、变压器以及可能转为调相运行的发电机的双向功率。
3.1.1.12 容量为100MW及以上发电机有功电能量。对于可能转为调相运行的机组测双向有功电能量，并分别计量。
3.1.1.13 发电厂有部分机组未测单机有功电能量时，可测全厂发电总有功电能量。
3.1.1.14 火电厂厂用总有功电能量。
3.1.1.15 跨大区、跨省联络线和计量分界点的线路测双向有功电能量，并分别计量。
3.1.1.16 系统联络变压器中压侧或高压侧的有功电能量，必要时加测低压侧有功电能量。具有送受关系的系统联络变压器测双向有功电能量，并分别计量。
3.1.1.17 系统频率监视点频率和可能解列运行点的电网频率。
3.1.1.18 低水头水电厂水库水位和下游水位。
3.1.1.19 高水头水电厂水库水位，当航运或灌溉有要求时，可加测下游水位。
3.1.1.20 蓄能水电厂上池水位和下池水位。
3.1.1.21 220kV及以上电压等级的各段母线电压。
3.1.2 根据调度需要和设备可能，发电厂、变电站可向有关调度选送下列遥测量：
3.1.2.1 50MW及以上、100MW以下的发电机有功功率。
3.1.2.2 大型火力发电厂厂用总有功功率。
3.1.2.3 50MW及以上、100MW以下的发电机有功电能量。
3.1.2.4 220kV及以上电压等级的联络变压器高压侧电流。
3.1.2.5 运行中可能过负荷的自耦变压器公共绕组电流。
3.1.2.6 大型水电厂厂用总有功电能量。
3.1.2.7 由调度中心监视的220kV以下的中枢点母线电压。
3.1.2.8 电磁环网并列点开口相角差。
3.1.2.9 330kV和500kV长距离输电线路末端电压。
3.1.2.10 为监视系统稳定需要的功角或发电机机端电压。
3.1.3 发电厂、变电站应向有关调度传送下列遥信量：
3.1.3.1 线路、母联、旁路和分段断路器的位置信号(含330kV和500kV电抗器断路器)。
3.1.3.2 发电机、变压器和调相调压设备的断路器位置信号。
3.1.3.3 发电厂、变电站的事故总信号。
3.1.3.4 220kV及以上电压等级的线路主要保护(宜为高频保护、相间距离Ⅰ、Ⅱ段、零序或接地距离Ⅰ、Ⅱ段)和重合闸动作信号。
3.1.3.5 220kV及以上电压等级的母线保护动作信号。
3.1.4 根据调度需要和设备可能，发电厂、变电站可向有关调度选送下列遥信量：
3.1.4.1 反映电力系统运行状态的330kV及以上电压等级的隔离开关位置信号。
3.1.4.2 发电机、变压器内部故障综合信号。
3.1.4.3 220kV及以上电压等级的一倍半接线，当2个断路器之间配有短线保护时，其短线保护动作信号。
3.1.4.4 与小容量机组连接的220kV及以上电压等级的长距离输电线过电压保护动作信号。
3.1.4.5 220kV及以上电压等级的断路器失灵保护动作信号。
3.1.4.6 调度范围内的通信设备运行状况信号。
3.1.4.7 影响电力系统安全运行的越限信号(如过电压和过负荷，这些信号也可在调度端整定)。
3.1.4.8 参与自动发电控制的发电机组热力系统重要事故信号。
3.1.4.9 可能转为调相运行的发电机组和抽水蓄能机组运行状态信号。
精选案例--安全施工组织设计(30个)--013.1.4.10 有载调压变压器抽头位置信号。
3.1.4.11 电力系统自动调节装置运行状态信号(如水电厂成组调节装置，火电厂机炉协调控制装置等)。
3.1.5 调度中心根据需要可向发电厂、变电站传送下列遥控或遥调命令：
3.1.5.1 断路器的分合。
3.1.5.2 电力电容器、电抗器的投切。
3.1.5.3 有载调压变压器抽头的调节。
高速公路机电主要分项工程施工方案，工序流程+系统调试！49页3.1.5.4 水轮发电机的起停和调节。
3.1.5.5 火电机组功率调节。
3.2 远 动 设 备