地区电网调度自动化功能规范DL/T 550－94

发布时间：2007年04月29日
作者：中华人民共和国电力工业部
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【颁布单位】：中华人民共和国电力工业部

【发文号】：DL/T 550－94

【颁布日期】：1994年7月14日

【实施日期】：1994年12月1日

【标　　题】：地区电网调度自动化功能规范

1 地区调度所的等级划分

地区调度所可按其地区电网近期(五年)规划末的最大供电负荷分为3个等级。

1.1 大型地调：最大供电负荷为1000MW以上，且直接监控的变电站数量不少于30个。

1.2 中型地调：最大供电负荷为500～1000MW，且直接监控的变电站数量不少于20个。

1.3 小型地调：最大供电负荷为500MW以下。

1.4 除以上3级调度外，对于负荷较大、控制量较多的大型变电所或梯级水电厂控制中心可设置为集控站。

2 地区电网调度自动化系统功能要求

2.1 地区电网近期规划末为水平年，系统基本功能为：数据收集、安全监视与控制、功率总加、电能量总加、事件顺序记录、汉字制表打印、汉字CRT显示及操作、模拟盘显示、数据转发。

2.2 可进一步开发的功能为：状态估计、安全分析、潮流优化、经济调度、调度员培训模拟、配电自动化等。

2.3 下面按基本功能内容，列出各等级地调自动化功能配备要求，详见表1。表中：“√”者为必备，“*”者为选配，“×”者为不要。

表1 各等级地调调度自动化系统基本功能

功能			大型地调	中型地调	小型地调	集控站
数¹⁾ 据采集	模拟量	①主变压器及输电线P、I(或Q)	√	√	√	√
		②配电线I	√	√	√	√
		③母线电压	√	√	√	√
		④主变压器温度	*	*	*	*
		⑤发电机组P、Q	√	√	√	×
	数字量	①频率	*	*	*	*
		②电能量	√	√	√	√
		③标准时钟接收输出	*	*	*	*
		④水位	*	*	*	*
	脉冲量		√	√	√	√
	状态量	①断路器位置	√	√	√	√
		②隔离开关位置	*	*	*	*
		③事故跳闸总信号	√	√	√	√
		④有载调压变压器分接头位置	√	√	√	*
		⑤消弧线圈分档位置	*	*	*	*
		⑥主保护及自动装置动作信号	*	*	*	*
		⑦预告信号	*	*	*	√
		⑧下行通道故障信号	*	*	*	*
		⑨装置主电源停电信号	*	*	*	*
		⑩发电机组运行状态信号	*	*	*	*
数据传输		①局域网计算机通信	√	√	√	√
		②和上级或下级调度监控系统通信或信息转发	*	*	*	*
		③通信规约转换	√	√	√	√
		④向管理网发送信息	*	*	*	*
		⑤主站端可以和n个RTU端通信	√	√	√	√
数据处理		①地区有功功率总加ΣP	√	√	√	√
		②地区无功功率总加ΣQ	*	*	*	*
		③分区有功功率总加	√	√	√	√
		④分区无功功率总加	*	*	*	*
		⑤地区电能量总加	√	√	√	√
		⑥越限告警	√	√	√	√
		⑦电压合格率统计	*	*	*	*
		⑧负荷率统计计算	*	*	*	*
		⑨功率因数计算	*	*	*	*
		⑩分区电能量总加	*	*	*	*
控制与调节		①遥控断路器	*	*	*	*
		②有载调压变压器分接头调节	*	*	*	*
		③调相机励磁电压调节	*	*	*	*
		④电容器组投切	*	*	*	*
		⑤备用变压器投切	*	*	*	×
		⑥水轮发电机组开停及功率调节	*	*	*	*
		⑦系统接地故障查找	*	*	*	*
		⑧调节负荷操作	*	*	*	×
事故报告		①断路器事故变位，事故信息优先提示、告警	√	√	√	√
		②事件顺序记录(SOE)	*	*	*	*
		③事故追忆	*	*	*	*
人机联系	画面显示与操作	①地区电网系统网络图(包括地区负荷、潮流、中枢点电压、断路器位置)	√	√	√	√
		②厂站一次接线图	√	√	√	√
		③厂站实时数据显示	√	√	√	√
		④厂站主设备参数表	√	√	√	√
		⑤24h实时负荷曲线图及计划负荷曲线图，并选出日最大值、日最小值、历史值	√	√	√	√
		⑥电压显示	√	√	√	√
		⑦主要事件顺序显示	√	√	√	√
		⑧调度自动化系统运行状况图	√	√	√	√
		⑨继电保护定值参数表	√	√	√	√
		⑩发送遥控、遥调、校时、广播冻结电能命令等	*	*	*	仅遥控遥调
		(11)修改RTU监控定值	*	*	*	×
		(12) 修改实时数据库	√	√	√	√
		(13) 修改图形报表	√	√	√	√
	汉字制表	①定时打印： ·地区负荷	√	√	√	√
		·地区电能量	√	√	√	√
		·分区负荷	√	√	√	√
		·分区电能量	*	*	*	*
		·厂站运行参数表	√	√	√	√
		·日、月调度运行报表	√	√	√	√
		②召唤打印	√	√	√	√
		③异常及事故打印	√	√	√	√
		④操作记录	√	√	√	√
		⑤画面拷贝	√	√	*	*
模拟盘		①反映断路器位置及遥测量	√	√	√	*
		②具有声光检查、数码显示等自检功能	√	√	√	*
		③具有串行或并行接口	*	*	*	*
通信道		①具有信道出错次数统计和误码报警功能	*	*	*	×
		②信道监视、低电平告警	√	√	√	√
		③通道自动切换	*	*	*	*

注：1)具体采集的范围和数量参照DL5002—91《地区电网调度自动化设计技术规程》。

3 远动终端(RTU)功能

远动终端(RTU)功能见表2。

表2 远动终端(RTU)功能

功能	大	中	小	备注
①采集并发送状态量信息，遥信变位优先传送	256	128	64	容量可变
②采集并发送数字量信息	4	2	2	容量可变
③采集并发送脉冲计数值	32	16	8	容量可变
④采集并发送模拟量测值	128	64	32	容量可变
⑤接收并执行遥控命令	64	32	16	容量可扩
⑥接收并执行调整命令	*	*	*
⑦具有转发功能	*	*	*
⑧具有与两个主站通信的功能	*	*	*
⑨被测量越定值传送	√	√	√
(10)规约选配及多规约同时运行	*	*	*
(11)越限告警	*	*	*
(12)事件顺序记录	*	*	*
(13)当地选测	*	*	*
(14)CRT显示	*	*	*
(15)打印制表(少量汉字库)	*	*	*
(16)远传接地查找信息	*	*	*
(17)程序自恢复	√	√	√
(18)装置自调、单端运行	√	√	√
(19)通道监视	√	√	√
(20)主备通道自动切换	*	*	*
(21)装置自诊断	√	√	√
(22)自带UPS	*	*	*

4 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基本指标见表3。

表3 地区电网调度自动化系统基本指标

系统指标	电网规模
	大型地调	中型地调	小型地调	集控站
1.测量量
综合误差	≤1.5%
遥测合格率	≥98%
2.遥信正确率(年)	≥99%
3.遥控遥调正确率(年)
遥控遥调误动率(年)	≤0.01%
遥控遥调拒动率	≤2%/月
4.事件顺序记录分辨率(站间)	≤20ms			—
5.屏幕显示
分辨率	1024×768	640×480
汉字显示	有
能同时显示不同画面的显示器的数量	≥4	≥2
6.通信道
传递速率	(50、200)300、600、1200 bit/s
频谱	符合CCITT标准
通道	半双工或双工
通信规约	部颁规约
·比特差错率	≤1×10^-4
7.远动终端
·遥测、遥信、遥控、遥调容量	可以组合
·事件记录分辨率	≤10ms			—
·A/D，D/A转换误差	≤0.5%
8.与模拟盘通信速率	≥1200bit/s			—
9.系统响应
·遥信变位传送至主站	≤3s
·重要遥测量越定值变化传送至主站	≤3s
·CDT传送方式下重要遥测量更新时间	≤3s
·遥控命令	≤3s
·遥调命令	≤3s
·有实时数据的画面整幅调出响应时间	85%画面≤3s，其余≤5s
·画面数据刷新周期	5～20s
·双机自动切换时间	≤50s			—
10.系统可靠性(双机)
·可用率	≥99.8%			—
11.不间断电源 (UPS)	交流失电后维持供电时间≥20min

附录 A

地区电网调度自动化主站计算机系统配置(近期规划末水平)参考表

(参考件)

配置要求	电网规模
	大型地调	中型地调	小型地调	集控站(梯级站)
计算机基本配置	多机系统网络结构或双机系统			—
计算机类型	字长32位的微机、小型机或工作站		字长32位的微机
计算机内存与外存	主控机：内存≥16M 外存(硬盘)≥200M (磁带)≥150M (软盘)1.44M 前置机：内存≥128K	内存≥4M 外存(硬盘)≥120M (软盘)1.44M	内存≥2M 外存(硬盘)≥80M (软盘)1.44M
屏幕显示	彩色，分辨率≥1024 ×768点，全图形及汉字显示，数量≥4台	彩色，分辨率≥640×480，数量≥2台
画面拷贝	硬拷贝机1台		可选	—
制表打印	打印机2～4台		打印机2台
系统时钟	具有系统统一时钟，内部有毫秒输出，整定值可调	内部时钟，整定值可调		—
远动终端接入数量	可接入RTU数量32个以上		可接入RTU16个以上	可接入RTU8个以上
计算机通信	具备和上、下级调度监控系统通信的条件
软件	具有系统软件、支撑软件及满足功能要求的应用软件
主站端投资估算(估算指1992年价格水平)	≤200万元	≤100万元	≤50万元	≤20万元