2. 1.3 厂站端系统

部署于厂站端的自动化系统。由各类调度自动化信息采集装 置、数据通信设备、安全防护设备以及厂站计算机监控系统组成 实现厂站自动化信息采集和交互。

2.1.4智能远动网关

位于厂站端站控层的一种远动装置，集成了厂站端和调度端 系统之间的通信功能，实现厂站端远动数据的直采直送，并提供厂 站端数据、模型和图形的采集、存储、处理和传输服务，支持远程浏 览、远程控制、告警直传、源端维护、顺序控制、电压无功控制等功 能，宜具备防误闭锁、监控终端功能

镀锌板标准messagemail

消息邮件支持基于目的地址自动投递的信息传输，支持生产 控制大区和管理信息大区之间、上下级调度之间文件和工作流信 息的安全传输。

为达成某些确定目标的一组应用、配置及相关数据的集合。 态定义一个与时间相关的运行环境，根据运行环境的不同可分为 实时态、研究态、规划态、测试态、反演态、培训态。一个应用可以 在不同的态中被复用

对应于特定时间断面和应用环境的数据或信息集合。包括运 方式CASE、模型CASE、图形CASE等

workflow engine

工作流引擎主要提供流程的定义、启动、执行和监视等功能 并实现流程在跨安全区的广域范围内的可靠流转。

remote terminal

与调度端系统不在同一建筑物内部署的人机交互设备，通过 通信网络与调度端系统远程通信。包括远程工作站、远程桌面客 户端、云终端、KVM客户端等。

3.1.1调度自动化系统应由地级调度端系统、厂站端系统以及两

3.1.1调度目动化系统应由地级调度端系统、厂站端系统以及两 者间的信息传输通道和配套基础设施共同组成。 3.1.2地区电网调度（调控）中心应配置主用调度自动化系统（以 下简称“主调系统”）。各类电源、变电站、换流站、储能站、充电站、 微电网、综合能源园区等应配置厂站端系统，并接入相应的调度端 系统，

3.1.3对于设有县调的地区电网，地级调度端系统宜按照地县

3.1.3对于设有县调的地区电网，地级调度端系统宜按照地县 体化设计，主站系统在地级集中部署或地县分布式部署，通过本 及远程终端满足地区电网范围内地调、县调统一使用的需求

3.1.4调度端系统按照调控一体化设计时，除支持

所需的监视、分析、决策、管理功能外，还应支持面向厂站的集中！ 视与控制功能，并能根据监控范围的划分进行相关信息的分层、 区和分流。通过本地及远程终端或WEB客户端满足地区电网 围内监控（集控、巡维）中心统一使用的需求

3.1.5调度端系统可根据业务管理模式、配电网规模及配电自

化基础情况，合理选择主配一体化或主配分离建设模式。主配一 体化模式下，应满足地区电网范围内配网自动化终端接入、配网调 度控制、主配协同应用的需求；主配分离模式下，主网调度自动化 系统应与配网调度自动化系统互联互通，实现相关模型、图形、运 行数据的共享及应用的协同及流程配合。

3.1.6调度端系统应与其上下级调度系统采用统一的互联标准

实现各级调度自动化系统间的一体化运行和模型、图形、数据的 端维护与跨系统共享，满足相关数据纵向贯通、应用功能纵向协

3.1.7调度端系统应根据业务需求具备与地区供电企业及所属

3.1.7调度端系统应根据业务需求具备与地区供电企业及

电网企业其他相关业务系统的横向交互与协同的能力。 3.1.8地区电网应按需构建可靠、实用的备用调度系统（以下简 称“备调系统”），满足电网运行控制和调度生产指挥连续性的要 求。备调系统的系统架构和核心模块配置宜与主调系统保持 致，主备调系统间应具备完备的自动同步及主备切换机制。

3.1.9调度自动化系统应实现调度端系统与厂站端智

关的一体化数据采集交换及应用功能的纵向调用，并实现与厂站 端各类常规远动装置的数据采集及交换。调度端系统与调管和运 维的厂站端系统之间应采用直采直送方式：调度端系统与非调管 和运维的厂站端系统之间宜采用信息直采直送方式，不具备直采 直送条件的，可采用转发的方式

3.2.1调度自动化系统应满足电网发展建设和运行控制的要求

3.2.1调度自动化系统应满足电网发展建设和运行控制的要求， 功能涵盖所服务的地区电网调度（调控）中心业务，以优化合理的 数据网络为支撑，以完善的电力监控系统安全防护为保障，实现调 度决策智能化、运行控制精益化，满足调度一体化管理和调控一体 化运行的要求，

3.2.2系统宜按照统一规范，采用一体化、模块化、智能化的模式

3.2.3系统宜通过建设一个标准、开放的基础平台集成调月

控）中心各项业务开展所需的全部应用功能。平台为各类应用提 供统一的模型、数据、案例、总线、人机界面、系统管理等服务，为各 类应用的开发、运行和管理提供通用的技术支撑，为整个系统的集 成、高效、可靠提供保障。应用之间的数据交换通过平台提供的数 据服务进行。平台可采用虚拟化、分布式存储、双活/多活管理等

先进成熟技术，构建计算、存储、网络等硬件资源池，为上层应用提 供高效、灵活、安全、可靠的基础服务。

3.2.4各应用功能应采用模块化方式建设，遵循统一的接口

求，通过接入基础平台实现信息交互和一体化运行。

手段，为地区电网调度（调控）中心之间业务的一体化运作提供技 术支撑。

围内各类电源、变电站、换流站、储能站、充电站、配电网、微电网 综合能源园区等的现状及发展规划，满足其接入需求。

技术网络安全等级保护基本要求》GB/T22239、《信息安全技术 网络安全等级保护安全设计技术要求》GB/T25070、《安全防范工 程技术标准》GB50348、《电力监控系统网络安全防护导则》GB/T 36572、《配电自动化系统安全防护技术导则》DL/T1936、《可再生 能源发电站电力监控系统网络安全防护技术规范》DL/T1941等 的规定

3.2.8系统在建设过程中,应充分考虑原系统与新系统之间

稳过渡方案，确保对电力系统监控的连续性。应考虑新系统安装 调试期间的安全保障及应急措施，避免新系统调试影响电网正营 运行。应设计原系统向新系统的数据迁移方案，保证系统历史类 据的完整性和连续性。

统一建立和维护，由各应用调用，各应用可在内部建立和维护其特 有模型。在调度端、厂站端系统的协同配合下，调度自动化系统宜 实现基础信息和公共模型的源端维护、统一编码、全局共享。

类电源、变电站、换流站、储能站、充电站、配电网、微电网、综合 源园区等在内的各类设备的监视和控制，应能有效分析处理海量

电网监控和设备在线监测数据，为电网优化运行、紧急控制、故障 恢复提供支持。

展，不断优化提升，拓展新功能

4.1.1调度端系统方案应根据需要满足地区电网调度（调控）中

4.1.1调度端系统方案应根据需要满足地区电网调度（调 心、集控/监控中心、运维/巡维中心在电网运行监视、控制、 计划、决策辅助、仿真培训及运行管理等方面的业务需求。

4.1.2系统各功能模块宜基于统一的公共信息模型和标准化的

信息接口实现应用间高效的数据和服务共享。根据需要，系

4.1.3新建自动化系统可根据实际情况，通过接口将其他系统接

入。各系统均应支持标准的信息模型和接口规范，避免出 孤岛。

4.1.4调度端系统应按照现行国家标准《电力监控系统网络安全

防护导则》GB/T36572的要求划分安全区，并按照应用特

4.1.5调度端系统宜在数据采集和分析的基础上，抽取各专业运

服务、云计算、边缘计算、大数据、人工智能、移动应用、可信计算等 技术，优化系统架构，强化数据深度挖掘、资源灵活配置、应用弹 伸缩等能力,进一步提高软硬件资源和电网信息的利用效率及

统运行安全性、灵活性。

网企业统一建设的云计算平台、移动应用平台上；大数据、人工智 能等应用宜基于所属省级或以上电网企业统一建设的技术平台进 行部署。

4.2.1系统功能应包括支撑平台、实时监控与分析、调度计划、调 度管理等。在主配分离模式下，调度端系统相关功能规范应符合 现行行业标准《地区电网调度控制系统技术规范》DL/T550的规 定：在主配一体化模式下，调度端系统还应在现行行业标准《地 区电网调度控制系统技术规范》DL/T550功能要求的基础上扩 展配电网运行监控、GIS图模导入、馈线自动化、网络分析、网络 重构、自愈控制、经济优化运行、故障抢修指挥等功能，相关功能 要求应符合现行行业标准《配电自动化系统技术规范》DL/T 814及《配电网调度控制系统技术规范》DL/T1649的规定

814及《配电网调度控制系统技术规范》DL/T1649的规定。 4.2.2系统功能模块划分及选配要求宜按照本标准附录A的规 定，结合地区电网的业务需求及实际情况合理选择配置。 4.2.3系统支撑平台除应符合现行行业标准《地区电网调度控制 系统技术规范》DL/T550的规定外，尚应符合下列规定： 1在主配一体化模式下，系统支撑平台应实现配电网一、二 次设备运行数据的采集与交换，并支持光纤、载波、无线等多种通 信方式的接入和转发； 2调度端系统对厂站信息的采集应支持多数据源和多通道， 并能按设定的优先级选择数据来源和值班通道，数据来源差异较 大时应告警；可按需保存值班通道的数据和多个通道的报文信息。

4.2.2系统功能模块划分及选配要求宜按照本标准附录A的

4.2.4实时监控与分析功能类中的配电网运行监控

需要配置分布式电源接入与控制功能，满足分布式电源、储能站 微电网接入带来的多电源、双向潮流分布的配电网络监视、控制要

求，具体要求包括但不限于： 1应具备对分布式电源公共连接点、并网点的模拟量、状态 量及其他数据的采集； 2应具备对采集数据（包括电流、电压、有功功率、无功功率、 频率等）进行计算分析、数据备份、越限告警、合理性检查和处理的 功能，当区域内分布式电源渗透率较高时，宜配置分布式电源并网 运行分析的扩展功能，包括电压无功优化、发电计划调度及功率平 衡分析等； 3应对具备受控条件的分布式电源的公共连接点、并网点处 开关实现分合控制功能

3.1系统设计除应符合现行行业标准《地区电网调度控制系统 术规范》DL/T550、《配电自动化系统技术规范》DL/T814及 配电网调度控制系统技术规范》DL/T1649中各项技术指标规 外，尚应符合下列规定： 1总体性能指标： 1）系统设计使用年限不小于10a； 2）系统监控处理的电网规模、数据库容量按照具体工程所 在电网规模确定，并至少满足10a发展需求； 3）系统数据库应支持历史数据存储年限不小于3a，关键数 据存储年限不小于10a； 4）系统服务器、网络设备等MTBF大于25000h； 5）系统时间与标准时间的误差小于10mS； 6）电网正常情况下主要节点（监控及采集服务器）CPU负 载不大于30%（5min平均值）；电网事故情况下主要节 点（监控及采集服务器）CPU负载不大于50%（5min平 均值）； 7)任何情况下,在任意5min内，系统主局域网的平均负载

率不超过20%；主局域网双网以分流方式运行时，每一 网络的负载率应小于15%，一网故障时单网负载率不超 过30%； 8)系统实时数据并发处理能力应支持不小于每秒总数据点 1%同时变化、持续时间不小于30min的处理要求； 9)穴余热备用节点之间实现无扰动切换，热备用节点接替 值班节点的切换时间不大于1s； 10)应用重启动时间在热备用方式下不大于30s，在冷备用 方式下不大于5min； 11)系统从全停开始启动，平台与基本功能正常使用，不超 过15min；至所有功能可正常使用，不超过30min。 2支撑平台类性能指标： 1)全系统实时数据扫描周期1s～10s（可调），不同链路可 定义不同扫描速率； 2)电力调度机构间数据传输时间不大于5S； 3)通信功能故障自动切换时间（含故障检测）不大于5s。 3实时监控与分析类应用性能指标： 1)实时数据到达主站数据采集设备后至实时数据库时间不 大于2s； 2)遥信变化信息到达主站数据采集设备后至告警信息推出 时间不大于2s； 3)85%以上实时监视画面对命令的响应时间不大于2s； 4）应用故障自动切换至应用功能完全恢复时间不大 于20s； 5)各节点实时数据的同步时间不大于1s，画面实时数据刷 新周期1s~5s可调； 6)AGC计算执行周期1s8s可调； 7)AGC命令控制周期4s～16s可调； 8）无功优化周期10min~60min可调；

率不超过20%；主局域网双网以分流方式运行时，每一 网络的负载率应小于15%，一网故障时单网负载率不超 过30%； 8)系统实时数据并发处理能力应支持不小于每秒总数据点 1%同时变化、持续时间不小于30min的处理要求； 9)穴余热备用节点之间实现无扰动切换，热备用节点接替 值班节点的切换时间不大于1S； 10)应用重启动时间在热备用方式下不大于30s，在冷备用 方式下不大于5min； 11)系统从全停开始启动，平台与基本功能正常使用，不超 过15min；至所有功能可正常使用，不超过30min。 支撑平台类性能指标： 1)全系统实时数据扫描周期1s～10s（可调），不同链路可 定义不同扫描速率； 2)电力调度机构间数据传输时间不大于5S； 3)通信功能故障自动切换时间（含故障检测）不大于5s。 3实时监控与分析类应用性能指标： 1)实时数据到达主站数据采集设备后至实时数据库时间不 大于2s; 2)遥信变化信息到达主站数据采集设备后至告警信息推出 时间不大于2s； 3)85%以上实时监视画面对命令的响应时间不大于2s； 4）应用故障自动切换至应用功能完全恢复时间不大 于20s; 5)各节点实时数据的同步时间不大于1s，画面实时数据刷 新周期1s~5s可调； 6)AGC计算执行周期1s～8s可调； 7)AGC命令控制周期4s16s可调； 8）无功优化周期10min~60min可调：

9）上下级协调控制周期10min~60min可调； 10)单次全网无功优化计算时间不大于10s； 11)AVC主站控制周期不大于5min； 12)单次状态估计计算时间不大于15s； 13)单次潮流计算时间不大于10s； 14)静态安全分析全网故障扫描平均处理时间不大于60s； 15)短路电流计算单个故障扫描平均处理时间不大于3s。 4·调度计划类应用性能指标： 1)发电计划编制计算时间在含机组组合时不超过3min，在 不含机组组合时不超过1min； 2)日内滚动调整计划编制计算时间不超过30s。 5调度管理类应用性能指标： 1)单个应用服务器支持50个～100个的并发用户； 2客户端支持同时打开10个以上的业务处理界面。 6系统可用率： 1实时监控与分析类应用功能全年可用率不低 于99.99%； 2)调度计划类应用功能全年可用率不低于99.9%； 3）调度管理类应用功能全年可用率不低于99.5%。 2系统设计应符合下列可维护性规定： 1系统应具备系统自检、性能预警、事件告警、故障诊断等功 可对系统软硬件设备进行全面的监测，具备统一的管控界面，

3系统应提供基于图形界面的信息、流程、维护工具； 4系统应具备多版本管理功能，可对程序、数据库、图形文件 的版本进行统一管理和控制，保证三者之间的统一和匹配；宜具有 图形指定版本的回退和数据库指定版本的恢复功能； 5系统应能支持用户以B/S方式在线查看、编辑、保存、输 出报表。报表格式和数据来源能够采用图形界面定制。 4.3.3系统设计应符合下列可扩展性规定： 1系统应具有良好的开放性，能满足系统集成和应用不断发 展的需要； 2系统架构应易于软硬件设备的升级、扩充和更换。 4.3.4系统设计应符合下列可靠性规定： 1系统应具备良好的稳定性和可靠性，满足长期连续运行的 要求； 2系统在单一故障时可正常运行，不丢失数据。

4.1系 1应遵循允余化配置原则，采用双重化网络结构；承担主要 功能的服务器应采用双机热备或多机集群方式，存储设备宜穴余 配置；同种类型的穴余设备宜安装于不同屏柜中； 2应选用符合国家现行标准的、通用的、先进可靠的硬件设 备，所选设备应功能完善、性能稳定、维护方便，具有良好的开放 性、兼容性、可扩展性； 3系统配置应在满足调度自动化系统功能和技术要求的前 提下，力求技术先进、工艺成熟，并做到制式统一、资源共享； 4选用的硬件产品应能通过网络安全审查。

4.2设备配置应符合下列规定

2)存储设备，包括磁盘阵列、存储区域网络交换机等； 3）网络设备，包括网络交换机、路由器等； 4)前置通信设备，包括用于接人E1通道的专线路由器及 用于接入串行通道的模拟或数字通道板、通道箱、终端服 务器等； 5）安全防护设备，主要包括电力专用隔离装置、纵向加密认 证网关、国密安全加密卡、硬件防火墙、入侵检测系统、安 全远程拨号网关、加密装置管理系统、调度数字证书管理 系统、数字证书介质、公网专用安全通信网关、运维安全 审计系统、网络安全审计系统等； 6）时钟和频率采集设备； 7)其他设备。 2应根据调度自动化系统的功能和性能要求，并考虑系统使 用年限内的电网发展，按以下条件确定调度自动化系统的硬件配 置规模： 1数据采集与监控对象的容量； 2）厂站端系统类型及数量； 3）与其他调度自动化系统之间数据交换的类型及数量； 4）外部设备的类型及数量； 5）通道数量及传送速率； 6)计算机中央处理单元负荷率的估算条件和具体要求； 7）数据存储规模及存储周期要求； 8）虚拟化、大数据分析、人工智能等应用需求。 3重要设备应配置两个或多个独立的电源模块，任意一个电 源模块故障时设备功能不应受影响。 4计算机配置应符合下列规定： 1)运行关键应用的服务器数量宜满足检修状态下任意一台 服务器故障时系统仍能保持正常运行的要求； 2)服务器和工作站宜采用机架式结构，在满足性能要求及

散热条件的前提下，可采用刀片服务器减少机房空间的 使用； 3）服务器硬盘应穴余配置，并支持RAIDO、RAID1、RAID5、 RAID10等模式； 4)服务器网卡应允余配置，其端口类型及数量应根据服务 器用途合理配置； 5）工作站宜采用可靠性较高的PC工作站； 6)调度工作站、监控工作站及维护工作站宜配置双屏或多 屏高分辨率显示器及相应显卡，显示器宜采用专业级长 寿命显示器； 7)调度员、监控人员使用的显示器的屏幕尺寸不宜小于 61cm（24in），分辨率不宜小于1920×1200。 存储设备配置应符合下列规定： 1)宜按SAN方式配置，可根据需要配置支持SAN和NAS 的统一存储设备； 2)磁盘阵列应配置穴余控制器，控制器及后端磁盘应支持 在线扩充； 3)磁盘阵列初始可用容量配置应至少满足5a内的容量 需求； 4)宜配置独立的备份存储设备对系统数据建立离线备份。 前置通信设备配置应符合下列规定： 1)应根据接入的通道类型配置相应的通道接入设备，通道 接入设备的数量应根据各类通道的现状及未来10a内的 发展需求进行配置，并考虑一定的裕度； 2）系统应支持调度数据网及专线通道的接入，并具备接入 调度数据网双平面能力。 网络设备配置应符合下列规定： 1)调度自动化系统网络宜划分为前置网、主干网，并按安全 分区分别组网：

散热茶件的前提下，可来用力片服务器减少机房空间的 使用； 3）服务器硬盘应穴余配置，并支持RAIDO、RAID1、RAID5 RAID10等模式； 4）服务器网卡应余配置，其端口类型及数量应根据服务 器用途合理配置； 5)工作站宜采用可靠性较高的PC工作站； 6)调度工作站、监控工作站及维护工作站宜配置双屏或多 屏高分辨率显示器及相应显卡，显示器宜采用专业级长 寿命显示器； 7)调度员、监控人员使用的显示器的屏幕尺寸不宜小于 61cm（24in），分辨率不宜小于1920×1200。 存储设备配置应符合下列规定： 1)宜按SAN方式配置，可根据需要配置支持SAN和NAS 的统一存储设备； 2）磁盘阵列应配置穴余控制器，控制器及后端磁盘应支持 在线扩充； 3)磁盘阵列初始可用容量配置应至少满足5a内的容量 需求； 4)宜配置独立的备份存储设备对系统数据建立离线备份。 前置通信设备配置应符合下列规定： 1)应根据接入的通道类型配置相应的通道接入设备，通道 接入设备的数量应根据各类通道的现状及未来10a内的 发展需求进行配置，并考虑一定的裕度； 2)系统应支持调度数据网及专线通道的接人，并具备接人 调度数据网双平面能力。 网络设备配置应符合下列规定： 1)调度自动化系统网络宜划分为前置网、主干网，并按安全 分区分别组网；

4.5.1 软件配置应符合下列规定： 1 应遵循基于SOA架构、分层构件化及应用模块化的 原则； 2 应基于统一的软件支撑平台，支持应用功能按需建设，并

13系统宜配置一套完整的应用程序开发和调试工具。

4.6.1调度端系统安全防护除应符合本标准第3.2.7茶的总体 规定外，尚应符合下列规定： 1生产控制大区和管理信息大区应接人安全管理中心； 2生产控制大区和管理信息大区应分别部署入侵检测系统； 3生产控制大区的重要业务系统应采用口令、密码技术、生 物技术等两种或两种以上组合的鉴别技术对用户进行身份鉴别， 可组合采用电力调度数字证书、安全标签、指纹或面部识别等手 段，其中一种鉴别技术至少应使用密码技术来实现； 4生产控制大区和管理信息大区应分别部署网络安全审计 系统； 5 生产控制大区和管理信息大区应分别部署运维安全审计 系统； 6生产控制大区、管理信息大区应分别部署恶意代码防范措 施，严禁生产控制大区与管理信息大区共用一套恶意代码管理服 务器； 7对于具备调度数据网双平面的调度端系统，每个平面的纵 向安全防护设备均宜允余化部署； 8采用远程终端的，远程终端类型及接人方式需符合所属企 业的管理要求，并应配置加密认证措施。 4.6.2采用公网、无线专网或卫星通信的调度自动化系统应设置 安全接入区，配置专用的前置机。

4.6.3严禁调度自动化系统与其他系统跨区互联。在

5.1信息采集原则及内容

5.1.1信息采集应符合下列规定： 1调管和运维范围内的厂站的信息采集应按照直调直采、直 采直送原则设计，非调管和运维范围内的厂站的信息采集宜通过 直采方式送到相关调度端； 2新建厂站宜采用计算机监控系统实现各类信息采集、处理 和与调度端通信的功能，特殊情况下，部分信息采集也可通过独立 的系统实现； 3厂站内计算机监控系统宜通过现行行业标准《变电站通信 网络和系统》DL/T860系列标准统一实现各类数据采集。

5.1.2信息采集内容应符合下列规定：

1厂站端SCADA数据采集内容应符合本标准附录B.1的 规定； 2保护装置、安全自动装置及录波装置信号采集内容应符合 本标准附录B.2的规定； 3火电厂综合监测信息包括供热等信息，采集内容应符合本 标准附录B.3的规定； 4水电站综合监测信息包括水文要素如降水、蒸发、流量、水 量、水位、冰情、含沙量、水质等信息，采集内容应符合本标准附录 B.4的规定； 5风电场综合监测信息包括风电场实时测风信息、风电场数 值天气预报及风电场功率预测等信息，采集内容应符合本标准附 录 B.5的规定； 6光伏电站综合监测信息包括光伏电站环境监测、功率预测

等信息，采集内容应符合本标准附录B.6的规定； 7变电站一次设备告警信息包括断路器、互感器异常信号等 信息，采集内容应符合本标准附录B.7的规定； 8变电站二次设备状态监测信息包括监控系统、交直流系 统、同步对时系统、安防系统等二次设备的监测信息，采集内容应 符合本标准附录B.8的规定； 9AGC信息采集内容应符合本标准附录B.9的规定； 10AVC信息采集内容应符合本标准附录B.10的规定； 11换流站的信息采集内容应符合现行行业标准《换流站二 次系统设计技术规程》DL/T5499、《换流站监控系统设计规程》 DL/T5563的规定； 12储能站的信息采集内容应符合国家现行标准《电化学储 能系统接入电网技术规定》GB/T36547、《电化学储能系统接入配 电网技术规定》NB/T33015的规定； 13充电站的信息采集内容应符合现行行业标准《电动汽车 充电站及电池更换站监控系统技术规范》NB/T33005的规定； 14配电自动化系统远方终端采集内容应符合现行行业标准 配电自动化系统信息采集及分类技术规范》DL/T5500的规定； 15微电网的信息采集内容应符合现行国家标准《微电网接 入电力系统技术规定》GB/T33589的规定。

5.2厂站端计算机监控系统

5.2.1系统功能应符合下列规定： 1系统应实现调度端所需信息的采集和处理功能，其范围包 括厂站内模拟量、开关量、电能量以及来自其他智能装置的数据； 2系统宜实现调度端对厂站内设备遥控、遥调功能，支持对 全站所有断路器、隔离开关、主变有载调压分接头、无功功率补偿 装置及相关设备的控制及参数设定功能；具备远方保护软压板投 退、定值区切换、定值修改的功能：

3系统应具有遥测越死区传送、遥信变位传送、事故信号优 先传送的功能； 4远动信息应实现直采直送，满足调度端有关信息实时性、 可靠性、传送方式、通信规约及接口等方面的要求； 5系统应能与多个调度端进行数据通信，具备遥控、遥调的 功能，但同一时刻某一具体被控设备只允许执行一个调度端的遥 控、遥调命令； 6系统应有多种通信规约可选，工程中选用的通信规约应与 调度端系统一致； 7发电厂计算机监控系统其他功能设计应符合现行行业标 准《发电厂电力网络计算机监控系统设计技术规程》DL/T5226 的相关规定，接入地级调度端系统的变电站计算机监控系统其他 功能设计应符合国家现行标准《无人值守变电站监控系统技术规 范》GB/T37546及《变电站监控系统设计规程》DL/T5149的相 关规定； 8系统可采用智能远动网关实现与调度端通信的功能。智 能远动网关应符合现行国家标准《智能远动网关技术规范》GB/T 31994的相关规定。 5.2.2设备配置应符合下列规定

5.2.2设备配置应符合下列规定：

1生产控制大区应配置余远动装置，控制区远动装置直接 采集站内数据，通过专用通道向调度（调控）中心传送实时信息，同 时接收调度（调控）中心的操作与控制命令；非控制区远动装置实 现数据向调度（调控）中心的传输，宜具备远方查询和浏览功能； 2管理信息大区可配置单套远动装置，实现与其他管理系统 的信息传输； 3远动装置等关键厂站端设备应配置双电源模块，其他厂站 端设备宜配置双电源模块，或采用静态切换装置实现双路供电； 4厂站端应配置一套时钟同步系统，主时钟应余配置，应 能接收双路时钟源并优先采用北斗系统授时信号。

5.2.3主要技术指标应符合下列规定：

1模拟量越死区传送整定最小值小于0.1%（额定值），并逐 点可调； 2遥控正确率不应低于99.9%； 3模拟量信息响应时间（从信号采集输入端至远动网关出 口)不大于2s; 4状态量变化响应时间（从信号采集输入端至远动网关出 口）不大于1s； 5站控层SOE时间分辨率不应低于2mS，间隔层SOE时间 分辨率不应低于1ms； 6厂站端计算机监控系统的容量宜按厂站的远景规模确定， 设计运行年限不宜小于10a。

5.3 其他终端及系统

5.3.1独立配置的保护及故障录波信息子站主机通过不同网络 通道与调度端通信的网口应相互独立、互相隔离，保护及故障录波 信息上送至调度端系统。 5.3.2应按照现行行业标准《电能量计量系统设计技术规程》 DL/T5202的相关要求配置厂站端电能量信息采集终端，并将电 能量信息上送至主站端系统。 5.3.3通过35kV及以上电压等级线路并网且装机容量40MW 及以上的风电场、光伏电站均应部署相量测量装置，其他类型和规 模的厂站应根据所属电网调度运行管理需要对相量测量装置进行 部署。相量测量装置应符合现行行业标准《电力系统同步相量测 量装置通用技术条件》DL/T280的规定，上送至调度端系统。

5.3.3通过35kV及以上电压等级线路并网且装机容量40MI

及以上的风电场、光伏电站均应部署相量测量装置，其他类型和 模的厂站应根据所属电网调度运行管理需要对相量测量装置进行 部署。相量测量装置应符合现行行业标准《电力系统同步相量测 量装置通用技术条件》DL/T280的规定，上送至调度端系统。

统，功能应符合现行行业标准《风电功率预测系统功能规范》NB T31046的规定。风电功率预测系统信息应上送至调度端系统

应配置光功率预测系统，系统应符合现行行业标准《光伏发 率预测系统技术要求》NB/T32011的规定。光伏发电功 信息应上送至调度端系统。

5.3.6地区调度（调控）中心直调的水力发电厂宜配置水情测

5.3.6地区调度（调控）中心直调的水力发电厂宜配置水情 报系统，系统应符合现行行业标准《水电工程水情自动测报系 技术规范》NB/T35003的规定。水情测报信息宜上送至调度 系统。

5.3.7换流站应配置换流站监控系统，系统应符合现行行业标

5.3.8储能站应配置计算机监控系统，系统应符合现行国家标

《电化学储能系统接入电网技术规定》GB/T36547、现行行业标 《电化学储能系统接入配电网技术规定》NB/T33015的规定。 根据调管和运维关系，利用计算机监控系统将储能站相关信息 送至调度端系统。

5.3.9充电站应配置监控系统，系统应符合现行行业标准《电动

汽车充电站及电池更换站监控系统技术规范》NB/T33005的 定。应根据调管和运维关系，利用监控系统将充电站相关信息 送至调度端系统

准《微电网监控系统技术规范》GB/T36270的规定。宜配置微电 网能量管理系统，系统应符合现行国家标准《微电网能量管理系统 技术规范》GB/T36274的规定。应根据调管和运维关系，利用监 控系统将微电网相关信息上送至调度端系统。

5.4.1厂站端系统安全防护除应符合本标准第3.2.7条的总体 规定外，尚应符合下列规定：

6.1.1地区电网调度端与上下级调度端系统之间通信应采用双 路网络通道。 6.1.2主调系统与备调系统之间通信应采用双路网络通道。 6.1.3调度端系统与调管和运维的厂站间通信应采用相互独立 的两路直采通道，宜采用双路数据网通道；条件不具备时，可采用 一路数据网通道和一路专线通道或两路专线通道等形式。 6.1.4调度端系统至配网终端、微电网、储能站、充电站之间的通 信通道可采用光纤专网、无线专网、无线公网、载波、卫星通信等 方式。 6.1.5对其他非调度或运维的涉网厂站，涉网信息应采用直采通 道进行采集。

6.1.6备调系统与各厂站端的通信通道应独立于主调系统

6.2信息交互技术要求

6.2. 1 调度数据网通道应符合下列规定： 1 调度端之间网络通道带宽不小于100Mbps； 调度端主站系统与远程终端之间的网络通道带宽不小于 20Mbps; 3厂站端接人通道带宽不小于2Mbps。 A

6.2.2专线通道应符合下列

6.2.3无线通道应符合下列判

无线通道通信速率应满足厂站端接人的最低要求，其中配 自动化终端接入的无线通信速率不应小于2400bps，分布式电氵 接入的无线通信速率不应小于4000bps。

6.2.4通信规约应符合下列技术规定：

7.1.1地区电网调度（调控）中心应配置满足调度自动化系统运 行需要的基础设施。 7.1.2调度自动化基础设施的设计应符合现行国家标准《信息安 全技术网络安全等级保护基本要求》GB/T22239、《安全防范工 程技术标准》GB50348及《电力调度通信中心工程设计规范》GB/T 50980等的规定。

7.2.1调度自动化基础设施应包括下列内容： 1专业用房，包括调度大厅（调度室）、计算机机房、运维室、 值班室、UPS主机室、蓄电池室等，还可根据业务需要设置独立的 培训室、普通开发室、保密开发室等； 2支持系统，包括UPS系统、空气调节系统、新风排风系统 消防系统、照明系统、防雷接地系统、综合布线系统、出入口控制系 统、动力环境监控系统、视频监控系统、调度大屏幕系统、音响系 统等。

民政标准.2.3调度自动化UPS应符合下列规定：

1调度端系统应采用专用的、余配置的UPS供电，不应与 信息系统、通信系统合用电源；交流供电电源应来自两路不同的电 源点，并应配有应急电源； 2每套UPS电源应至少配置一组蓄电池组，每组蓄电池组 容量应满足带全部负载的时间不小于2h；双机运行时单机负载率

7.2.7机房内应设置符合国家有关规定的防水、防火和事故照明

7.2.9调度自动化计算机机房宜采用综合布线系统

医院建设标准7.2.10调度自动化各专业用房应配置出入口控制系统。

内应配置动力环境监控系统及视频监控系统。

附录 A 调度端系统功能