Q／GDW 12211-2022  地区电网调度控制系统规划设计技术导则

6.2.1地区电网调度控制系统应采用开放、易扩展的统一支撑平台，为各类应用的开发、运行和管理 提供通用的技术支撑，及统一的数据交换、数据管理、模型管理、图形管理等服务。10千伏及以上电网 应实现统一建模。

用功能。基本要求如下： a 实时监控与分析类，应包括实时监控与智能告警、网络分析、智能分析与辅助决策、辅助监测、 调度员培训模拟等应用。具备水电/新能源并网的地区，应配置水电及新能源监测分析应用： 1）实时监控与智能告警应用，应实现电网运行实时监控、AVC、综合智能告警和负荷批量控 制功能，可根据实际需求配置二次设备在线监控、AGC等功能：

2）网络分析应用，应实现网络拓扑、状态估计和调度员潮流功能，可根据实际需求配置静态 安全分析、灵敏度计算、短路电流计算等功能： 3）智能分析与辅助决策应用，应至少实现调度智能操作票功能； 4）辅助监测应用，应实现技术支撑系统监视与管理功能，可根据实际需求配置气象信息监视 功能； 5）调度员培训模拟应用，宜结合省级调控云建设实现省、地、县（配）联合反事故演习功能 6）水电及新能源监测分析应用，应实现水电/新能源监测分析、发电预测、消纳评估等功能， 调度计划类，应包括检修计划、负荷预测等应用，可根据实际需求配置发电计划、电能量计量 安全校核等应用； 调度管理类，应包括生产运行、专业管理、综合分析评估、信息展示与发布等应用，并满足SOF 流程管理，宜结合省级调控云建设实现； 配电网调度控制类，应包括模型/图形管理、调度监控、拓扑分析、主动故障研判、馈线自动 化、网络分析等调度控制应用，及调度运行管理、方式计划等调度管理应用： 1）模型/图形管理应用，应实现模型校验、电子接线图及参数异动管理、专题图生成等功能； 2）调度监控类应用，应实现数据采集与处理、操作与控制、智能告警等功能，可根据实际需 求配置配网调度操作票功能： 3）拓扑分析应用，应基于一体化模型实现网络拓扑分析及拓扑着色功能： 4）主动故障研判应用，应实现主动故障研判、停电分析等功能； 5）馈线自动化应用，应实现故障定位、故障隔离、非故障区域的恢复、故障处理安全约束、 故障处理控制方式、故障处理配合等功能； 6）网络分析应用，应基于一体化模型实现状态估计、潮流计算、负荷转供、解合环分析、网 络重构、自愈控制等功能： 7）调度管理应用功能基于实际业务情况在管理信息大区实现

6.3.1硬件设备应满足8年及以上时间的全寿命周期管理要求，服务器及网络设备亢余化配置，采用安 全的操作系统及数据库。地区电网调度控制系统典型结构示意图参见附录A图A.1。 6.3.2系统生产控制大区应配置前置采集服务器、数据库服务器、SCADA服务器、网络分析服务器、AVC 服务器、调度计划服务器、通信代理服务器，可根据需求配置AGC服务器、DTS服务器。管理信息大区应 配置Web发布服务器、数据库服务器、通信代理服务器。遵循DL/T5003标准要求，主要功能服务器负载 率不宜超过30%。 6.3.3采用广域分布式采集模式建设的县调子系统应配置前置采集服务器；采用远程终端模式建设的 县调子系统原则上不配置服务器设备。 6.3.4生产控制大区和管理信息大区应配置相互独立的磁盘阵列存储设备，容量满足运行周期内电网 数据、模型存储需求，存储容量不宜少于40TB。县调子系统原则上不配置磁盘阵列存储设备。 6.3.5地区电网调度控制系统具有配电网调度控制应用功能的，宜配置相对独立的前置采集服务器、 应用服务器。

地区电网调度控制系统应支持不同应用之间、与上下级调度控制系统及其他信息系统之间的横 向数据交互检测标准，并遵循源端维护、全网共享的原则，实现数据共享和应用集成。 地区电网调度控制系统应能接入10千伏及以上电网、分布式电源及可调节负荷的运行信息

7.3地区电网主、备调系统应分别通过双路数据网通道实现对直调厂（场）站信息的独立采集，可通 过其他调度控制系统转发接入非直调厂（场）站信息。 7.4地区电网调度控制系统可通过光纤专网、无线公网或电力无线专网等方式采集配网10千伏电网信 息。 7.5地区电网调度控制系统应具备与调控云交互功能，与电网GIS、PMS、营销系统等外部业务系统之 间宜通过调控云进行信息交互。 7.6地调主系统、县调子系统、备调系统及厂（场）站监控系统的网络安全信息应纳入地调网络安全 管理平台，实现网络安全信息的统一管理与分析。 7.7地区电网调度控制系统与其他系统交互应遵循GB/T30149、DL/T1230、DL/T1233、Q/GDW10678、 IEC61970、IEC61968等标准要求。

8.1生产控制大区与调度数据网的纵向连接处、主备调系统之间、地调主系统与县调子系统之间应部 署纵向加密认证装置。 8.2生产控制大区与管理信息大区之间应采用正、反向隔离装置实现物理隔离，同一大区内部各安全 区之间应采用防火墙等逻辑隔离措施。 8.3厂（场）站、配电终端使用公用通信网络、无线网络接入的，调度端应设置安全接入区。安全接 入区内应配备独立的采集服务器、纵向加密认证装置或加密认证网关，通过正、反向隔离装置接入生产 控制大区。 8.4地区电网调度控制系统的网络设备、操作系统、数据库、业务应用系统等均应具备身份鉴别、访 问控制、安全审计等基本安全功能。 3.5地区电网调度控制系统应在生产控制大区与管理信息大区分别部署恶意代码防护系统和入侵监测 系统，关键节点应部署可信验证模块。 8.6应配置基于公钥技术的电力调度数字证书系统，可签发人员、程序、设备三种数字证书

9.1电网调度控制系统场所主要包括主机房、电源室、调度大厅、运维室等专业用房，可根据实际需 求设置独立的培训室、值班室等。 2.2机房应配置空气调节系统、UPS电源系统、消防系统、动力环境监控系统、综合布线系统、接地与 防雷设施等，调度大厅配置调度大屏幕系统及音响系统。各系统配置应遵循GB/T50174、GB/T50980、 Q/GDW11897、Q/GDW1918等标准要求。 9.3机房供电应满足电力监控系统不间断供电要求，应保证两路独立的交流电源及不小于2小时的备用 电源供电，且UPS单机负载率不高于40%。 9.4系统应配置双钟双源、北斗优先的时间同步系统，支持NTP/SNTP时间同步协议。 9.5备调自动化机房可参照主调自动化机房标准建设。

地区电网调度控制系统典型结构示意图参见图

附录A （资料性附录） 地区电网调度控制系统典型结构示意图

附录A （资料性附录） 地区电网调度控制系统典型结构示意图

图A.1地区电网调度控制系统典型结构示意图

地区电网调度控制系统规划设计技术导则

编制背景 编制主要原则 与其他标准文件的关系. 主要工作过程 标准结构和内容 条文说明

本标准依据《国家电网有限公司关于下达2020年第一批技术标准制修订计划的通知》（国家电网 科（2020）21号）文的要求编写。 随着分布式电源、电动汽车充换电设施、储能系统等的规模化发展，及虚拟电厂、微电网、综合能 源利用等技术的快速进步，地区电网的形态和运行特性与从前相比均发生了较大变化，这对地区电网调 度运行控制水平、精益化管理水平等都提出了新的更高的要求。地区电网调度控制系统是保障地区电网 安全、优质、经济运行的重要技术支撑手段，但目前地区电网调度自动化的规划设计标准体系还不够完 善，缺乏有针对性、纲领性的指导和统一的规划管理。 本标准编制主要目的是为充分发挥规划在建设中的龙头作用，强化技术标准对地区电网调度自动化 建设的指导，提高地区调度自动化发展水平，对地 规划设计提出了规范性要求。

本标准主要根据以下原则编制： a）安全第一原则。以保障地区电网安全稳定运行为核心，准确把握坚强智能电网建设发展过程中 内在安全要求，构建电网实时监控和安全防御体系； b）统筹协调原则。统筹业务与管理功能建设，协调调度层级之间、调度专业之间的配合汽车标准，实现各 级调度纵向协同、各类专业横向协作； c）标准设计原则。地区调度自动化规划设计应遵循调度自动化技术标准体系，设备和系统应依据 标准设计，图形、模型、流程等应遵循国标、行标、企标等相关技术标准； d）先进适用原则。以地区电网运行需求为导向，积极应用先进技术成果，提高地区电网调度控制 系统实用化水平，保障各类调度控制业务顺利开展，为地区电网安全运行提供可靠支撑

3与其他标准文件的关系

本标准与相关技术领域的国家现行法律、法规和政策保持一致。 本标准不涉及知识产权问题。

2020年1月一2020年3月，启动编制工作，编写标准工作计划，成立标准编制工作组， 2020年4月一2020年5月，进行资料收集和整理分析，完成标准大纲。 2020年6月一2020年8月，按照分工安排，编制形成标准初稿。 2020年9月一2020年10月，开展集中工作，对标准初稿进行集中讨论修改完善，形成标准征求 意见稿，采用电子邮件方式发至各省公司调度专业部门广泛征求意见。 2020年11月，根据返回的征求意见进行整理修改，形成标准送审稿；公司运行和控制技术标准专 业工作组在北京组织召开标准审查会，审查结论为：审查组经过协商一致，同意修改后报批。修改形成 标准报批稿。

本标准按照《国家电网公司技术标准管理办法》（国家电网企管（2018）222号文）的要求编写。 本标准的主要结构和内容如下： 本标准主题章分为4章，由调度控制系统、信息采集与交互、网络安全防护、场所及辅助设施组成。 第6章明确了地区调控系统的规划设计基本原则、功能及设备配置原则，给出了典型结构示意图（见附 录A)；第7章明确了地调系统信息采集及与其他系统交互的基本原则和要求；第8章明确了地区调度 自动化网络安全防护的基本原则和配置要求；第9章给出了地区调度自动化场所及辅助设施的基本要 求。

本标准第3.4条中，明确了可调节负荷的定义，即能够根据电价、激励或者交易信息，实现启停， 调整运行状态或调整运行时段的需求侧用电设备、电源设备及储能设备（包括分布式及发电侧储能装置、 电动汽车（充电桩）、电采暖、电锅炉、虚拟电厂、大工业用户负荷及自备电厂等）。 本标准第5.7条中，目前主备系统实现信息交互主要完成地调主调系统所有模型、图形、参数及时 同步到备用调度控制系统。 本标准第6、7章中，涉及10kV电网的相关描述，在存在20kV、6kV电网的区域可参照本标准执行。 本标准第6.1.1条中，对于实现地县一体化建设有困难的，可独立建设县级电网调度控制系统，至 少满足下列件之一：负荷超过1000MW、调管发电容量超过100MW、35kV及以上调管变电站超过20座、 远动信息量超过10万点。 本标准第6.2.1条中，首次明确地区电网调度控制系统实现10千伏及以上电网设备统一建模。有 配电网调度控制应用功能需求的，采用三相建模方式。 本标准第6.2.2条中，为满足部分地区大规模新能源接入及电力现货市场运行的相关需求，考虑在 本次《导则》中增加AGC、安全校核做为可选应用功能；对于有配电网调度运行控制需求的地调系统 明确了配电网调度控制类应用部署，重点包括模型/图形管理、调度监控、拓扑分析、主动故障研判、 馈线自动化、网络分析等应用，且拓扑分析、网络分析均基于一体化模型实现相关功能。 本标准第6.3.2条中，参考DL/T5003标准要求，磁盘阵列初始可用容量配置至少满足5年内的容 量需求，且部分地区要求运行数据全寿命存储，一般按照不少于40TB考虑。 本标准第7.5条中，结合省级调控云的建设方案硬度标准，省级调控云逐步作为地区调控系统与外部其他 业务系统的数据交换枢纽，支撑不同业务系统间的数据整合和信息交互。 本标准第9.3条中，依据《国家电网有限公司关于印发十八项电网重大反事故措施（修订版）的通 知》（国家电网设备（2018）979号）相关要求，调度自动化系统采用专用的、穴余配置的不间断电源 （UPS）供电，UPS单机负载率不高于40%。