DL5003-1991电力系统调度自动化设计技术规程(document 21页).docx

最新资料推荐电力系统调度自动化设计技术规程 Specifications for the Design of Dispatching Automation in Electric Power Systems DL500391 主编部门：能源部西北电力设计院 能源部中南电力设计院 批准部门：中华人民共和国能源部 施行日期：1992年12月24日 中华人民共和国能源部 关于颁发电力系统调度自动化设计 技术规程电力行业标准的通知 能源电规19911243号 应电力建设发展的需要，我部委托西北电力设计院和中南电力设计院对电力系统远动设计技术规定SDGJ2982(试行)进行了修订和补充。经组织审查，现批准颁发电力系统调度自动化设计技术规程电力行业标准，其编号为DL500391，自颁发之日起执行。原水利电力部电力规划设计院颁发的电力系统远动设计技术规定SDGJ2982(试行)同时停止执行。 各单位在执行过程中如发现不妥或需要补充之处，请随时函告电力规划设计管理局。 1991年12月24日 1 总 则 1.0.1 为保证电力系统调度自动化设计满足调度指挥灵活，安全可靠以及统一技术标准的要求，特制定本规程。 1.0.2 本规程的适用范围为： 1.0.2.1 大区电力系统、大区互联电力系统和省级电力系统调度自动化系统设计、可行性研究和概念设计。 1.0.2.2 大区电力系统调度中心(网调)和省级电力系统调度中心(省调)工程设计。 1.0.2.3 由网调、省调直接调度的新建水力发电厂、火力发电厂和变电站工程设计中有关调度自动化部分设计。 1.0.2.4 改建和扩建的发电、变电工程可参照使用本规程。 1.0.3 电力系统调度自动化设计是一项系统工程，必须执行国家经济建设方针和各项技术经济政策。从电力系统特点和运行实际出发，采用符合可靠性、实用性和经济性要求的方案，为保证电力系统安全经济运行和电能质量提供条件。 1.0.4 电力系统调度自动化系统设计是电力系统设计的组成部分，应以电力系统(一次系统)设计为依据，并在系统调度管理体制和调度职责范围划分原则基本明确的条件下进行。 1.0.5 电力系统调度自动化系统应与电力系统的统一调度、分级管理的体制相适应，并实行分层控制，系统总体设计应采用适合中国国情的先进而成熟的技术，力求经济实用。 1.0.6 电力系统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总的功能要求，远动信息内容和信息传输网络，远动、计算机和人机联系系统以及自动发电控制系统等的设计。 1.0.7 调度中心工程设计的调度自动化部分应根据经审定的电力系统调度自动化系统设计和可行性研究，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，实时数据资料清册、显示画面图册和打印表格图册，并编制订货图和安装接线图。 1.0.8 发电、变电工程设计的调度自动化部分应根据经审定的电力系统调度自动化系统设计，核实各种设备的调度关系和远动信息内容，落实设备型式和规范以及远动通道，并编制原理接线图和安装接线图。对于确定进行自动发电控制的水火电厂，还要根据电厂采用单机调整或成组调整的不同情况，落实与厂内自动化系统的接口。 1.0.9 电力系统调度自动化设计，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 2.1.1 网、省两级调度自动化系统应根据调度职责范围逐步实现以下总体功能： 2.1.1.1 数据采集和监视、控制。 2.1.1.2 自动发电控制和经济调度。 2.1.1.3 计算机通信。 2.1.1.4 实用的安全分析。 2.2 技 术 要 求 2.2.1 调度端与远动终端的通信方式宜采用问答式。远动规约应符合有关标准，在网(省)调范围内，宜采用一种远动规约。 2.2.2 在网(省)调范围内有其它远动规约时，应采用规约转换方法或其它方式解决相互接口。 2.2.3 数据采集、处理和控制类型有： 2.2.3.1 遥测量：模拟量、脉冲量、数字量。 2.2.3.2 遥信量：状态信号。 2.2.3.3 遥控命令：数字量、脉冲量。 2.2.3.4 遥调命令：模拟量、脉冲量、数字量。 2.2.3.5 时钟对时。 2.2.3.6 计算量。 2.2.3.7 人工输入。 2.2.4 调度自动化系统时间与标准时间的误差应不大于10ms。 2.2.5 遥测量指标如下： 2.2.5.1 远动系统遥测误差不大于±1.5%。 2.2.5.2 越死区传送整定最小值不小于0.5%(额定值)。 2.2.6 遥信量指标如下： 2.2.6.1 正确动作率不小于99.9%。 2.2.6.2 事件顺序记录系统分辨率应小于20ms。 2.2.7 遥控正确率不小于99.99%，遥调正确率不小于99.9%。 2.2.8 实时性指标如下： 2.2.8.1 遥测传送时间不大于3s。 2.2.8.2 遥信变化传送时间不大于2s。 2.2.8.3 遥控、遥调命令传送时间不大于4s。 2.2.8.4 系统实时数据扫描周期为210s。 2.2.8.5 自动发电控制命令发送周期为315s。 2.2.8.6 经济功率分配计算周期为515min。 2.2.8.7 画面调用响应时间：90%的画面不大于3s，其它画面不大于5s。 2.2.8.8 画面实时数据刷新周期为510s。 2.2.8.9 模拟屏数据刷新周期为612s。 2.2.8.10 双机自动切换到基本监控功能恢复时间不大于50s。 2.2.9 系统可用率不小于99.8%。 2.2.10 计算机通信信道技术要求如下： 2.2.10.1 传送速率为12009600Bd。 2.2.10.2 误码率在信杂比为17dB时不大于10-5。 2.2.10.3 采用全双工主备通信信道。 2.2.10.4 统一接口标准。 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设备： 2.3.1.1 计算机。 2.3.1.2 外存贮器。 2.3.1.3 输入输出设备。 2.3.1.4 专用不间断电源。 2.3.2 计算机系统配置原则： 2.3.2.1 计算机系统配置应完成调度自动化系统功能，并满足系统技术要求。 2.3.2.2 新建计算机系统应选用成熟的主机系统和配套设备，并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： 2.3.3.1 计算机应选用成熟的、性能价格比优越的机型，大网内各级调度的计算机机型系列宜统一。 2.3.3.2 大网内各级调度的计算机机型系列不统一时，应采用标准接口统一计算机通信规约。 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年内发展的需要，应按以下条件确定计算机系统的规模： 2.3.4.1 数据采集与监控对象的容量。 2.3.4.2 远动终端类型及数量。 2.3.4.3 与其它调度自动化系统或厂站监控计算机系统之间数据交换的类型及数量。 2.3.4.4 外部设备的类型及数量。 2.3.4.5 信道数量及传送速率。 2.3.4.6 计算机中央处理机负荷率的估算条件和具体要求。 2.3.5 计算机中央处理器平均负荷率在电力系统正常情况下，任意30min内，应小于40%。在电力系统事故状态下，10s内，应小于60%。 2.3.6 在确定计算机内外存容量时，应考虑在满足设计水平年要求的基础上留有一定的备用容量，以利于系统的扩充。 2.3.7 计算机应配置远程数据通信部件，能与有关的调度自动化系统进行数据通信。 2.3.8 计算机系统应配置工频频差、时差测量部件和能与标准时间进行对时的标准时钟。 2.3.9 应配置适当数量用于设备维修、程序开发和离线计算的程序员终端和打印机。 2.3.10 根据远动终端和信息传送方式对信道的要求，配置必要的通信接口。 2.4 人机联系系统 2.4.1 人机联系系统包括以下设备： 2.4.1.1 彩色屏幕显示设备。 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，48台彩色显示器及相应的键盘和光标控制器。 2.4.11 应配置用于运行记录、事件记录的打印机和硬拷贝机，其总数不少于3台，打印宽度应不小于132个标准字符，字符种类应包括ASC码及一级汉字库。 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24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1824，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0.5，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 远 动 部 分 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、段、零序或接地距离、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。3.1.4.10 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。 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 3.2.1 远动设备应满足远动信息采集和传送的要求。工程设计中应选用性能优良、运行可靠的定型产品。 3.2.2 1个厂站宜采用1套远动终端。 3.2.3 远动终端宜向1个调度端发送信息。根据需要也可向2个调度端发送遥测、遥信信息，但同一被控设备不允许执行2个调度端的遥控、遥调命令。 3.2.4 远动终端应有遥信变位优先传送的功能。当设备位置状态发生变化且未被调度端确认时，遥控、遥调命令应予闭锁。 3.2.5 远动终端的远动规约宜与调度端系统一致。当不一致时，工程中应解决与调度端的接口及规约转接。 3.2.6 远动终端的容量宜按发电厂、变电站的发展需要确定。发展时间宜考虑10年。 3.2.7 远动终端可以适当兼顾发电厂、变电站电气监测功能，但不应因此而影响远动终端的功能和技术指标。 3.2.8 当厂站端装有双机监测系统并且其性能和可靠性指标满足调度自动化要求时，可考虑由监测系统兼顾远动功能，并应解决与调度端的接口。 3.2.9 远动终端主要技术指标如下： 3.2.9.1 遥测精度：0.2级，0.5级。 3.2.9.2 模拟量输入：420mA，±5V。 3.2.9.3 电能量累计容量：216。 3.2.9.4 遥信输入：无源触点方式。 3.2.9.5 事件顺序记录分辨率：不大于5ms。 3.2.9.6 模拟量输出：420mA，010V。 3.2.9.7 遥控输出：无源触点方式。触点容量为直流220V、5A，110V、5A或24V、1A。 3.2.9.8 远动信息的海明距离：不小于4。 3.2.9.9 远动终端的平均故障间隔时间：宜不低于10000h。 3.2.10 遥测变送器的精度宜为0.5级。 3.2.11 遥测变送器的模拟量输出宜采用恒流输出。 3.2.12 遥测变送器应同发电厂、变电站的电气监测系统、弱电测量系统统一考虑。 3.2.13 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，其绝缘水平应符合国家有关标准。 3.2.14 远动终端与遥测变送器和通信设备之间的电缆应采用多芯双绞屏蔽电缆。 3.2.15 远动终端和遥测变送器屏应可靠接地。 3.2.16 远动终端安装地点应考虑环境的要求和运行上的方便。 3.3 信息传输方式和通道 3.3.1 各级调度对直接调度的厂站通过远动直接收集信息；对非直接调度的厂站，如需要信息，通过其它调度转发。 3.3.2 承担自动发电控制任务的电厂(含梯调)，远动信息宜直接传送。3.3.3 远动通道应在通信设计中统一组织。单机容量为300MW及以上或电厂总容量为800MW及以上的电厂，以及参加自动发电控制的电厂和330kV及以上电压等级的枢纽变电站，应有2个独立的远动通道，当1个通道故障时，可进行自动切换或人工切换。220kV枢纽变电站有条件时也可有2个独立通道。 3.3.4 远动通道应具备必要的传输质量，在信噪比为17dB时其误码率不大于10-5。 3.3.5 信噪比测试点为远动信息接收端的入口或载波、微波设备远动信息接收端的出口。 3.3.6 远动通道的主要技术指标如下： 3.3.6.1 传送速率可选用(200)、300、600Bd或1200Bd。 3.3.6.2 远动通道为全(半)双工通道。 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。 3.4.2 远动设备应配备相应的调试仪表，其配置标准按部颁远动专用仪器仪表配置标准执行。 3.4.3 工程设计中应考虑远动终端必要的备品备件。 4 自动发电控制部分 4.1 控制目标及方式 4.1.1 电力系统自动发电控制的目标为： 4.1.1.1 维持系统频率为50Hz，其允许偏差应符合有关规程规定。对于装机容量在3000MW及以上的电力系统，维持其系统频率偏差不超过±0.1Hz；3000MW以下的电力系统频率偏差不超过±0.2Hz。 4.1.1.2 减少系统时钟误差，其允许误差应符合有关规程规定。对于装机容量在3000MW及以上的电力系统日累计时差宜不超过±5s。 4.1.1.3 对于互联电力系统，还应维持联络线净交换功率及交换电能量在规定值。 4.1.2 电力系统自动发电控制方式主要有下列3种，应根据电力系统的特点和调度管理体制进行合理的选择。 4.1.2.1 定频率控制方式，即控制系统频率偏差为零(f=0)。 4.1.2.2 定联络线功率控制方式，即控制联络线净交换功率偏差为零(=0)。 4.1.2.3 联络线功率与频率偏移控制方式，即控制联络线净交换功率偏差与系统频率偏差之和为零(+B·f =0，B为频差系数)。 4.2 调整容量和调整厂 4.2.1 系统所需调整容量取决于系统负荷的变动幅度、允许频率偏差、系统功率-频率特性以及系统容量等因素，宜为系统总容量的3%5%或系统最大负荷的8%10%。具体计算公式见附录A。 4.2.2 系统宜采取多厂、多机组参加调整，调整厂或机组的总容量至少应为系统所需调整容量的34倍。 4.2.3 在安排调整厂(或机组)时要有一个合理的布局，并要根据不同季节考虑水火电协调问题以及线路输送能力等约束条件。 4.2.4 调整厂(或机组)应具备下列基本条件： 4.2.4.1 基础自动化水平高。对于火电厂应具备机炉协调控制系统；对于水电厂应具备完善、可靠的机组自动起停控制系统。 4.2.4.2 可调容量大。火电机组可调容量宜为额定容量的30%以上，水电机组宜为额定容量的80%以上。 4.2.4.3 调整速度与负荷变化相适应。对火电机组宜为每分钟增减负荷在额定容量的2%以上，水电机组宜为每分钟增减负荷在额定容量的50%以上。 4.2.5 应优先选择容量较大、水库调节性能好的水电厂和单机容量在200MW及以上、热工自动化水平高、调节性能好的火电机组参加调整。对于单机容量在200MW以下的火电机组如有条件，根据系统需要亦可考虑参加调整。 4.3 控 制 系 统 4.3.1 负责电力系统发电控制的调度中心应充分利用调度自动化系统，来承担系统自动发电控制的任务，不宜设置专用的微机控制装置。 4.3.2 控制系统对调整厂或机组宜采用设定值控制信号方式，即由调度端计算机通过远动终端或当地计算机对调整厂或机组自动调整装置发出设定值，对发电机的出力进行自动调整。 4.3.3 控制系统应具备定频率、定联络线功率和联络线功率与频率偏移3种控制方式，并能根据不同情况自动切换或由调度员手动切换。 4.3.4 为避免因系统自然波动引起不必要的频繁调节，作为控制系统调节信号的区域控制误差，其计算公式见附录B，应设置死区及经过滤波处理。 4.3.5 控制系统宜采用比例积分调节方式，其比例系数和积分时间常数应可调。 4.3.6 控制系统应对电力系统旋转备用容量进行计算和监视。当计算出实际旋转备用容量小于要求值时应发出告警信号。 4.3.7 控制系统应对参加自动发电控制机组的可用性和响应情况进行监视和检查。当发现其不可用或未响应控制时，应自动转为离线控制方式，并发出告警信号。 4.3.8 在下列异常情况下，自动发电控制应自动停止或改用另一种控制方式，并发出告警信号。 4.3.8.1 电力系统频率测量部件故障或频率偏差超过极限时(定频率或联络线功率与频率偏移控制方式)。 4.3.8.2 某条联络线交换功率测量部件故障或联络线净交换功率偏差超过极限时(定联络线功率或联络线功率与频率偏移控制方式)。 4.3.8.3 区域控制误差滤波值超过极限值。 4.3.9 对装有机炉协调控制装置(或闭环控制计算机)的调整火电机组和装有成组调节装置(或闭环控制计算机)的调整水电厂，不应装设专用的自动调功装置，但要求控制系统的控制信号方式应与调整厂的自动调整装置协调一致。 4.3.10 对未装设机炉协调控制装置或成组调节装置或闭环控制计算机的调整厂或机组，可考虑装设专用的自动调功装置。 4.3.11 自动发电控制的软件应包括区域控制误差计算与滤波处理、区域控制、功率分配、机组响应检查、备用容量计算与监视和自动发电控制性能监视与统计等。 4.3.12 自动发电控制需要下列信息。 4.3.12.1 系统频率。除在调度端内直接测量外，还应选择几个远方监视点。 4.3.12.2 各联络线的有功功率和电能量。线路两侧有关调度端宜取同一点测值，如有困难时，也可考虑取不同测点，但应采用适当的补偿措施以减少误差。 4.3.12.3 系统内部有输送容量极限要求的重要线路的有功功率。 4.3.12.4 所有参与调整的发电机有功功率或全厂总有功功率。 4.3.12.5 所有参与调整的发电机运行状态及热力系统重要事故信号。 4.3.12.6 电力系统自动调整装置运行状态信号。 4.3.12.7 各联络线断路器的位置信号。 4.3.12.8 反映系统解列运行的事件信号。 4.3.12.9 系统允许频率偏差设定值。 4.3.12.10 时差修正值。 4.3.12.11 各联络线交换功率设定值及交换电能量设定值。 4.3.12.12 所有参与调整的发电机最大、最小允许调整出力及调整速率极限。 4.3.12.13 水轮机组振动区。 4.3.12.14 其它约束条件。 附 录 A 系统所需调整容量(PG )的具体计算公式如下： PG=PL-B·fs 式中 PL系统负荷变动幅度。一般按最大负荷的10%考虑； B频差系数； fs允许频率变动幅度。 附 录 B 各控制方式区域控制误差(ACE)的计算公式如下： 对于定频率控制方式： ACE=B(f-bt) 对于定联络线功率控制方式： ACE=Pt+E/H 对于联络线功率与频率偏移控制方式： ACE=(Pt+E/H)+B(f-bt)式中 Pt实际联络线净交换功率偏差； E实际联络线净交换电能量偏差； H需要进行电能量校正的小时数； f实际频率偏差 ； B频差系数； t实际时差； b时差系数。 _ 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。 本规程主编单位：能源部西北电力设计院、能源部中南电力设计院。 本规程主要起草人：程鹏达、范家正、杨凤英、邢若海、冯绍正。 电 力 系 统 调度自动化设计技术规程 DL 500391 条 文 说 明 电力系统调度自动化设计技术规程 条文说明的编制说明 为适应电力系统调度自动化设计需要，根据能源部电力规划设计管理局下达的任务，由西北电力设计院和中南电力设计院对原电力系统远动设计技术规定SDGJ2982(试行)进行了修订和补充。经广泛征求各方面意见，并由电力规划设计管理局组织审查，形成了现批准颁发的电力系统调度自动化设计技术规程电力行业标准。现对规程中的主要条文做一些必要的说明。 1 总 则 1.0.1 说明了本规程的编制目的。电力系统调度自动化是一项投资大、涉及面广、各级调度之间以及有关专业之间相互关联密切的系统工程。统一技术标准对于系统工程的顺利建设、可靠运行和节约投资都是必要的。规程中贯彻了“全国电网调度自动化振兴纲要”的精神和“采用符合国情的先进技术和力求经济实用”的原则。本规程分调度端、厂站端和自动发电控制三部分。三个部分在技术上密切相关，应用中要注意协调统一，避免发生矛盾。 1.0.2 明确了本规程的使用范围。本规程根据大区电网和省网的运行特点和调度任务，对调度自动化功能要求、控制方式、信息采集和监控内容以及设备配置等要求作了具体规定，作为电力系统调度中心及其所辖厂站调度自动化设计的技术标准。 一般每隔一定的年限都要编制电力系统调度自动化系统设计，经审定后作为调度中心工程和发变电工程中有关调度自动化设计的依据。 网、省调如需新建调度自动化系统工程或对其计算机系统进行全面更新或重大扩充，应根据经审定的调度自动化系统设计编制可行性研究报告，报请主管部门审批。 网、省调如需对调度自动化系统进行对外招标采购，一般需编制标书或功能规范书。为确定标书编制原则、系统规模、性能指标等数据，需根据调度自动化系统设计完成概念设计。概念设计不确定设备型号，设备型号由厂商在报价书中提出。 1.0.3 提出了电力系统调度自动化系统设计所需要的条件。 1.0.3.1 电力系统设计。这是最基本的，主要内容有，电力系统一次接线，代表性的运行方式，调相调压和潮流计算，系统稳定计算等方面的资料，借以了解分析电力系统特点和运行中可能发生的问题，以便比较准确地确定远动信息内容和调度自动化具体功能。 1.0.3.2 调度管理体制，包括各级调度中心的设置情况、所址、调度管理范围和职能划分，这也是必要的条件。因为电力系统调度自动化是直接为电力系统调度服务的。这方面的资料一般由有关电管局或电力局提供；如果远景调度管理体制，生产部门一时提不出，也可从电力设计部门提出意见经电管局或电力局确认后作为设计的依据。 1.0.4 各级调度在实现电力系统调度自动化工作中，应强调可靠性，实用性和经济性。特别是要从电力系统的实际情况和发展水平，来分析考虑各个不同发展阶段所能达到的自动化水平，恰当地确定需要解决和能够解决的问题，要做到少花钱，多办事，急用先上，早见成效，在设备的选用中一定要防止那种不从实际出发，不求实用效果，不顾运行需要和经济能力，而一味追求最新水平，宁大勿小，宁高勿低倾向，应根据电力系统的发展和与其相适应的自动化功能来考虑问题，要充分发挥调度自动化系统的投资效益。 1.0.5 为适应电力系统分电压等级、分地区管理的需要，现代大电网调度自动化系统，都采用与统一调度分级管理相适应的分层控制系统。这样有利于节省通道和提高投资效益，易于保证自动化系统可靠性，并能更好适应现代技术水平的发展，今后，各级调度的自动化系统，都应根据其管辖范围和任务，来确定相应的功能和配置方案，其总体功能达到中等实用水平。 1.0.61.0.8 主要明确电力系统调度自动化设计和发变电工程以及调度中心工程调度自动化设计的内容划分。电力系统调度自动化设计是从电力系统特点和运行要求以及各级调度中心、各厂站间的相互协调出发，主要提出调度自动化功能要求，计算机和人机联系系统选型和解决远动信息内容和信息传输网络的合理组织，以及远动设备性能和制式要求等系统性的问题，而具体的实施则在发变电工程和调度中心工程设计中进行。调度中心工程和发变电工程调度自动化设计应以电力系统调度自动化系统设计为依据，并结合工程具体情况进行核实，做出具体设计，避免工程设计脱离系统总体要求。当系统调度自动化设计已经不符合发变电工程和调度中心工程的具体情况，工程设计中需要进行原则性变更时，也应考虑调度自动化信息传输网络的合理性，并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 2.1.1 列出了网、省2级调度自动化4项总体功能。 调度自动化系统收集、处理电力系统运行实时信息，通过人机联系系统把电力系统运行状况集中，而有选择的显示出来进行监控，并完成经济调度和安全分析等功能。运行人员可借此统观全局，集中精力指挥全网安全、经济和优质运行。调度自动化系统的安全监控和计算机通信功能的实现，可以提高电力系统的安全运行水平。当发生事故时调度员能及时掌握情况，迅速进行处置，防止扩大事故，减少停电损失。调度自动化系统经济调度功能的实现，可以达到可观的节能效果。调度自动化系统具有安全分析功能，可以进行事故预想，并提出对策，提高调度人员的应变能力。通过约束条件和紧急控制等手段，解除线路过负荷，使电力系统保持正常运行状态。 调度自动化总体功能大致可分低、中、高3档。低档功能是数据采集、监视和控制(SCADA)；中档功能是数据采集、监视和控制以及自动发电控制和经济调度(SCADA+AGC/EDC)；高档功能是在中档基础上增加安全分析等应用软件功能，即SCADA+AGC/EDC+SA等。各级调度应按照调度自动化现状、调度职责和电力系统实际情况和发展水平，按照由低至高，由易至难原则，恰当确定总体功能。 2.2 技 术 要 求 2.2.12.2.2 循环数据传送式(CDT)的远动终端和问答式远动终端将并存较长时间，并由循环传送方式过渡到问答方式。当新建调度自动化系统时，应择优选用网(省)内统一远动规约的问答式远动终端。当网(省)内远动规约不一致时，利用规约转换或其它方式解决。 2.2.32.2.10 主要参考能源部“电网调度自动化实用化要求”(试行)、引进调度自动化系统技术规范书及国内外有关资料，列出了调度自动化系统应达到的系统性技术要求和指标。 下面对某些技术要求和指标说明如下： 一、2.2.3中除遥控命令和遥调命令中数字量、脉冲量的功能应根据所选用系统和工程需要可有所取舍外，调度自动化系统应具备采集、处理和控制第2.2.3条中各个类型数据的能力，使调度自动化系统实现对有(无)功、电压(流)、频率、水位、功角的遥测；对断路器、隔离开关和继电保护信号的遥信；对发电机组有功的遥调；对断路器的遥控；对有功、电能量总加和人工输入、自动发电控制参数、非遥信的断路器(隔离开关)状态的整定等功能。 二、远动系统遥测误差是指调度自动化系统包括变送器、远动终端、通道、调度端各个环节误差的综合。根据调度管理需要和电子设备的水平定为1.5%。 三、事件顺序记录主要用于系统中重要断路器和保护信号，这个指标含义有：