DL5003-1991 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SpecificationsfortheDesignofDispatchingAutomationinElectricPowerSystemsDL5003—91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［1991］1243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》SDGJ29—82(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DL5003—91，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》SDGJ29—82(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2～10s。2.2.8.5自动发电控制命令发送周期为3～15s。2.2.8.6经济功率分配计算周期为5～15min。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5～10s。2.2.8.9模拟屏数据刷新周期为6～12s。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1200～9600Bd。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，4～8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ASCⅡ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。3.1.1.5220kV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。3.1.1.7220kV及以上电压等级的线路有功功率和无功功率。3.1.1.8110kV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