江苏电网调度技术支持系统厂站自动化设备接入规范.docx
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江苏电网调度技术支持系统厂站自动化设备接入规范
附件
江苏电网调度技术支持系统
厂站自动化设备接入规范
二O一一年十二月
1前言
江苏省电力公司作为国网公司“五大”体系建设试点单位，已将江苏范围内500kV变电站监控业务集中到省调，220kV、110kV变电站监控业务集中到地调，35kV变电站监控业务集中到县（配）调，实现了省、地、县（配）调层面的“调控一体化”。
同时随着“大运行”调度业务调整及调度数据网双平面的建成投运，对厂站自动化设备的接入和应用提出了新的要求。
为了规范、指导江苏电网厂站自动化设备的接入，使其更好地适应江苏电网的发展，服务于电网生产和运行，特制订《江苏电网调度技术支持系统厂站自动化设备接入规范》（以下简称“规范”）。
本规范根据电力系统调度自动化系统相关标准、规程和规范，结合江苏电网的工程实践和有关变电站、电厂的具体情况制定而成，其要点如下：
1）明确江苏电网调度数据网双平面架构的自动化设备的接入要求和信息传输方式；
2）明确电力调度控制中心与厂站端信息通信相关的传输通道组织和规约要求；
3）明确电力调度控制中心所需信息内容；
4）规范信息种类、传送方式、传送优先级等。
本规范的编写格式和规则遵循GB/T1.1《标准化工作导则第1部分：
标准的结构和编写规则》及DL/T600-2001《电力行业标准编写基本规定》的要求。
本规范起草单位：
江苏电力调度控制中心、江苏科能电力工程咨询有限公司、无锡供电公司、淮安供电公司。
本规范的附录A和附录B为资料性附录。
本规范由江苏省电力公司电力调度控制中心提出并解释。
本规范主要起草人：
孙大雁、吴玉林、霍雪松、陈戈、邱冬、龚明、季恒、王进超、裴培、张明、钱君霞、马鸿娟等。
江苏电网调度技术支持系统厂站自动化设备接入规范
11 范围
本规范规定了江苏电网变电站、电厂自动化设备标准配置、信息分类、传输通道组织、运行方式、参数配置等要求。
本规范适用于新建的各电压等级变电站（含用户变）、电厂（统调电厂、非统调电厂）。
已投运的各电压等级变电站（含用户变）、电厂（统调电厂、非统调电厂）进行改造时，参照本规范执行。
12 引用标准
下列标准所包括的条文，通过在本规范中引用而构成本规范的条文。
本规范发布时，所示版本均为有效。
所示标准均应采用其最新有效版本。
DL/T634.5101-2002《远动设备及系统第5-101部分：
传输规约基本远动任务配套标准》
DL/T719-2000《远动设备及系统第5部分传输规约第102篇电力系统电能量累积传输配套标准》
DL/T667-1999《远动设备及系统第5部分传输规约第103篇继电保护设备信息接口配套标准》
DL/T634.5104-2002《远动设备及系统第5-104部分：
传输规约采用标准传输协议子集的IEC60870-5-101网络访问》
DL5002-2005《地区电网调度自动化设计技术规程》
DL5003-2005《电力系统调度自动化设计技术规程》
DL/T5218-2005《220kV～500kV变电所设计技术规程》
DL/T5149-2001《220kV～500kV变电所计算机监控系统设计技术规程》
DL/T5103-1999《35kV-110kV无人值班变电所设计规程》
DL／T516-2006《电力调度自动化系统运行管理规程》
Q/GDWZ461-2010《地区智能电网调度技术支持系统应用功能规范》
Q/GDW394-2009《330kV~750kV智能变电站设计规范》
Q/GDW131-2006《电力系统实时动态监测系统技术规范》
电监会2004年5号令《电力二次系统安全防护规定》
电监会2006年34号文《全国电力二次系统安全防护总体方案》
IECTR62210技术报告电力系统控制和相关通信—数据和通信安全
ISO/IEC17799信息技术保密安全技术信息保密安全管理惯例法规
ISO/IEC13335-1信息技术安全管理指南1IT安全的概念与模型
ISO/IEC13335-2信息技术安全管理指南2IT安全管理与策划
ISO/IEC13335-3信息技术安全管理指南3IT安全管理技术
ISO/IEC13335-4信息技术安全管理指南4防护措施的选择
ISO/IEC13335-5信息技术安全管理指南5网络安全管理指南
ISO21827系统安全工程能力成熟度模型（SSE-CMM）
苏电调〔2007〕246号《江苏电网35kV～220kV变电站自动化系统技术规范》
苏电调〔2011〕433号《江苏电网调度自动化系统监控信息采集规范》
国家电网公司调自〔2009〕146号《国家电网调度数据网第二平面（SGDnet-2）总体技术方案》
13 主要术语
电力调度控制中心
集电网调度和厂站监控、一个或多个监控点（变电站、电厂）运行的场所。
调控一体化
调控一体化即将原来的变电监控、变电运行维护全面分离，将监控业务与调度业务融合，实现电网调度与电网监控一体化管理。
备用节点
备用节点是在“调控一体化”技术支持系统发生异常时，为了保证其正常运行而设置的冗余站点，主要包括省调备用系统和地调备用系统。
无人值班变电站
站内不设固定运行、维护值班人员，运行监视、主要控制操作由调度控制中心进行，设备采取定期巡视维护的变电站。
变电站自动化系统
指将变电站内实现控制、保护、信号、测量等功能的电气二次设备，应用自动控制技术、计算机及网络通信技术，对变电站进行运行、监控、信息远传和综合协调的自动化系统。
数据处理及通信装置
具有数据处理及通信功能，其功能分两部分，第一部分与间隔层测控单元和智能接口单元通信，进行处理后，按照远动通信协议，完成与远方控制中心的数据交换。
第二部分与各保护及自动装置通信，进行处理后，按照保护传输通信协议，完成与远方控制中心的数据交换。
监控
通过对系统或设备进行连续或定期的监测来核实功能是否被正确执行，并使它们的工作状况适应于变化的运行要求。
事件顺序记录
事件顺序记录又称SOE，特指在电网发生事故时，以高精度的时序记录事故动作全过程的下列一些数据：
事故时发生位置变化的各断路器的编号（包括变电站名）、变位时刻、动作保护名称、故障参数、保护动作时刻等。
通信规约
启动和维持通信所必须的约定，即必须有一套关于信息传输顺序、信息格式和信息内容的约定。
死区
小于阀值的区域称为死区，死区即不变化区域。
骨干网
主要包括国调与网调及国调直调厂站、网调与省调及网调直调厂站等节点，承担国调与网调的接入业务，同时实现与各省电力调度数据网互连。
接入网
接入网是指各地区市-县-站层面的网络，主要包括省级接入网和市级接入网。
14 业务范围
1）电厂（统调电厂、非统调电厂）业务范围
I区业务主要包括电厂自动化系统的实时数据采集、自动发电控制（AGC）、自动无功电压控制（AVC）、一次调频在线监测、广域相量测量等。
II区业务主要包括电能量计量、故障录波、保护信息管理、卫星钟监测、脱硫/脱销等。
2）变电站业务范围
I区业务主要包括变电站自动化系统的实时数据采集、电力系统动态测量、广域相量测量等。
II区业务主要包括电能量计量、故障录波、保护信息管理、卫星钟监测等。
15 设备接入
接入设备对象
本规范所指的自动化接入设备主要包括厂站自动化系统、电能量采集装置、PMU相量遥测子站、保护子站、卫星钟装置等。
接入设备配置
数据处理及通信装置
500kV及以上电压等级：
配置双套数据处理及通信（远动）装置，每套装置可用于接入各级调度自动化系统的独立以太网口不少于4个。
220kV及以下电压等级：
配置双套数据处理及通信（远动）装置，每套装置可用于接入各级调度自动化系统的独立以太网口不少于2个。
调度数据网接入设备
每套调度数据网接入设备含一台路由器、两台交换机。
220kV及以上电压等级厂站调度数据网接入设备均按冗余配置，分别接入调度数据网省级接入网和市级接入网。
110kV及以下电压等级厂站调度数据网接入设备均按冗余配置，分别接入调度数据网市级接入网地调核心节点和备调核心节点。
二次安全防护设备
按照电监会2006年34号文《全国电力二次系统安全防护总体方案》要求配置，实现二次安全防护。
各电压等级厂站二次安全防护设备冗余配置，每套含Ⅰ区纵向认证加密装置一台、Ⅱ区硬件防火墙或纵向认证加密装置一台，分别接入数据网路由器相应的实时和非实时VPN。
电量终端服务器
电量终端服务器按双网口单套配置。
卫星钟
变电站、电厂时间同步系统按《江苏电网时钟同步系统技术规范》要求配置（110kV及以下统调电厂参照执行）。
新建110kV及以下变电站配置一套卫星钟系统。
电源
自动化设备原则上使用变电站直流系统供电，如采用交流电源供电须配备不间断电源（UPS）供电。
16 传输通道
调度运行管理关系
江苏电网变电站、电厂（统调、非统调）的调度关系，按调度管辖范围执行。
厂站端需为各级调控中心组织相应的传输通道，详见6.3“传输通道组织”。
传输通道
调度数据网
江苏电力调度数据网由第一、第二平面骨干网、省级接入网、市级接入网构成，为调度自动化系统、电网协调防御决策支持系统、电能量自动采集系统、电力市场交易系统和继电保护信息管理系统等应用业务提供传输通道。
新建厂站按照双路数据网通道建设，原有专线通道，可结合改造逐步取消。
传输带宽
接入层带宽基本要求≥2M，其他业务需求按照实际需要配置带宽。
传输通道组织
通道组织原则
500kV及以上变电站：
国调、网调（含备用节点）、江苏省调（含备用节点）、地调（含备用节点）；
500kV电厂：
网调（含备用节点）、省调（含备用节点）；
220kV及以下变电站：
地调（含备用节点）、县调直收，省调所需信息由地调转发；
220kV及以下统调电厂：
省调（含备用节点）、地调直收（含备用节点）；
110kV及以下非统调电厂：
地调（含备用节点）、县调直收，省调所需信息由地调转发。
以上为通用通道组织原则，若有特殊调控要求的变电站和电厂，则按照具体接入要求执行。
江苏电力调度数据网网络结构详见附录B。
500kV及以上变电站自动化信息传输通道
变电站计算机监控系统推荐采用双通道单归属方式上传，配置上满足双通道双归属技术要求；
变电站电能计量采用双通道上传；
变电站相量监测和保护管理信息等业务宜采用双通道上传。
通道描述如下：
（1）至网调：
A通道通过华东网调接入网设备至华东网调（含备用节点）；B通道通过江苏省调接入网转骨干网至华东网调（含备用节点）。
A、B通道采用不同路由。
（2）至江苏省调：
A通道通过江苏省调接入网至江苏省调（含备用节点）；B通道通过华东网调接入网转骨干网至江苏省调（含备用节点）。
A、B通道采用不同路由。
（3）至地调：
A通道通过江苏省调接入网至地调；B通道通过华东网调接入网转骨干网至地调。
A、B通道采用不同路由。
通道示意见图1。
说明：
图中虚线连接表示远景预留。
图1：
500kV及以上变电站通道示意图
500kV电厂自动化信息传输通道
电厂计算机监控系统、电能计量采用双通道上传。
电厂相量监测、保护管理和脱硫/脱硝信息等业务宜采用双通道上传。
通道描述如下：
（1）至网调：
A通道通过华东网调接入网设备至华东网调（含备用节点）；B通道通过江苏省调接入网转骨干网至华东网调（含备用节点）。
A、B通道采用不同路由。
（2）至江苏省调：
A通道通过省调接入网至江苏省调（含备用节点）；B通道通过华东网调接入网转骨干网至江苏省调（含备用节点）。
A、B通道采用不同路由。
通道示意见图2。
说明：
图中虚线连接表示远景预留。
图2：
500kV电厂通道示意图
220kV及以下变电站自动化信息传输通道
220kV变电站计算机监控系统、电能计量采用双通道上传。
220kV变电站相量监测、保护管理信息等业务宜采用双通道上传。
通道描述如下：
至省、地、县调：
A通道通过省调接入网与调度端建立网络通道，B通道通过地调接入网与调度端建立网络通道。
省调所需计算机监控信息由地调转发；相量监测、保护管理信息、电能量关口信息等由省调直接采集。
110kV及以下变电站计算机监控系统、电能计量等业务采用双通道上传。
通道描述如下：
至地、县调：
A通道通过地调接入网与调度端（第一核心节点，一般为地调节点）建立网络通道，B通道通过地调接入网与调度端（第二核心节点，一般为地调备用节点）建立网络通道。
通道示意见图3和图4。
说明：
图中虚线连接表示远景预留。
图3：
220kV变电站通道示意图
说明：
图中虚线连接表示远景预留。
图4：
110kV及以下变电站通道示意图
220kV及以下统调电厂自动化信息传输通道
220kV统调电厂计算机监控系统、电能计量等业务采用双通道上传。
220kV统调电厂相量监测、保护管理、脱硫信息等业务宜采用双通道上传。
通道描述如下：
至省、地、县调：
A通道通过省调接入网与调度端建立网络通道，B通道通过地调接入网与调度端建立网络通道。
110kV及以下统调电厂计算机监控系统、电能计量等业务采用双通道上传。
通道描述如下：
至省、地、县调：
A通道通过省调接入网与调度端建立网络通道，B通道通过地调接入网与调度端建立网络通道。
通道示意见图5。
图5：
220kV及以下统调电厂通道示意图
110kV及以下非统调电厂自动化信息传输通道
110kV及以下非统调电厂计算机监控系统、电能计量等业务采用双通道上传。
通道描述如下：
至地、县调：
A通道通过地调接入网与调度端（第一核心节点，一般为地调节点）建立网络通道，B通道通过地调接入网与调度端（第二核心节点，一般地调备用节点）建立网络通道。
通道示意见图6。
图6：
110kV及以下非统调电厂通道示意图
信息传输通道组织汇总简表
各电压等级变电站、电厂信息传输通道组织简表如表1所示。
业务分类如下：
A（计算机监控业务）、B（广域相量测量）、C（电能量计量）、D（故障录波、保护信息管理）、E（卫星钟监测）、F（脱硫/脱销）。
表1：
变电站、电厂信息传输通道组织简表
名称
网调直收
省调直收
地调直收
县调直收
通道情况
备注
500kV及以上变电站
A
√
√
√
/
采用双网络通道
计算机监控业务
B
√
√
/
/
宜采用双网络通道
广域相量测量
C
√
√
√
/
采用双网络通道
电能量计量
D
√
√
/
/
宜采用双网络通道
故障录波、保护信息管理
E
/
√
√
/
宜采用双网络通道
卫星钟监测
500kV电厂
A
√
√
/
/
采用双网络通道
计算机监控业务
B
√
√
/
/
宜采用双网络通道
广域相量测量
C
/
√
√
/
采用双网络通道
电能量计量
D
√
√
/
/
宜采用双网络通道
故障录波、保护信息管理
E
/
√
√
/
宜采用双网络通道
卫星钟监测
F
/
√
/
/
宜采用双网络通道
脱硫/脱销
220kV变电站
A
/
地调转发
√
√
采用双网络通道
计算机监控业务
B
/
√
/
/
宜采用双网络通道
广域相量测量
C
/
√
√
/
采用双网络通道
电能量计量
D
/
√
/
/
宜采用双网络通道
故障录波、保护信息管理
E
/
/
√
/
宜采用双网络通道
卫星钟监测
110kV及以下变电站
A
/
/
√
√
采用双网络通道
计算机监控业务
B
/
/
√
/
采用双网络通道
电能量计量
220kV统调电厂
A
/
√
√
/
采用双网络通道
计算机监控业务
C
/
√
√
/
采用双网络通道
电能量计量
D
/
√
/
/
宜采用双网络通道
故障录波、保护信息管理
E
/
√
√
/
宜采用双网络通道
卫星钟监测
F
/
√
/
/
宜采用双网络通道
脱硫/脱销
110kV及以下统调电厂
A
/
风电等直采，其它由地调转发
√
/
采用双网络通道
计算机监控业务
C
/
√
√
/
采用双网络通道
电能量计量
F
/
√
/
/
宜采用双网络通道
脱硫/脱销
110kV及以下非统调电厂
A
/
地调转发
√
/
采用双网络通道
计算机监控业务
C
/
/
√
/
采用双网络通道
电能量计量
F
/
√
/
/
宜采用双网络通道
脱硫/脱销
传输规约
至远方电力调度控制中心主站系统的常规远动信息通信，应采用IEC60870-5-104标准协议；
至远方电力调度控制中心主站系统的保护报文信息通信，宜采用DL/T667-1999标准协议；
至远方电力调度控制中心主站系统的电量信息通信，宜采用DL/T719-2000标准协议；
至远方电力调度控制中心主站系统的相量信息通信，宜采用Q/GDW131-2006电力系统实时动态监测系统标准协议；
其它信息应参照相应国家标准或行业标准与相应主站系统进行通信。
传输通道运行方式
变电站计算机监控系统的双数据处理及通信装置，以双主机方式运行，通过调度数据网接入网与调度主站通信，省、地调调度自动化系统主站前置服务器分别接入电力调度数据网第一、二平面骨干网，与相应的数据处理及通信装置通信，系统通过负载均衡的原则选择值班通道及数据。
具备双网口的电量终端服务器相应接入电力调度数据网省级接入网、市级接入网与调度主站通信，实现通道的冗余备份。
17 信息传输要求
信息内容
电力调度控制中心需接收的信息范围包括：
变电站电能量信息、相量信息、远动信息、保护报文信息等；电厂远动信息、电能量信息、相量信息及保护报文信息等。
电力调度控制中心所需的变电站远动信息详见苏电调[2011]433号文《江苏电网调度自动化系统监控信息采集规范》。
电力调度控制中心所需的电厂远动信息详见附录A：
《电力调度控制中心要求的电厂远动信息内容》。
常规远动信息传送要求
常规远动信息传送方式和优先级
为提高信息传送的实时性，进一步保障电网故障时重要信息的快速响应，对常规远动信息传送方式和优先级明确如表2。
表2：
常规远动信息传送方式和优先级表
信息类别
传送方式
传送优先级
变化遥信
主动上送
1级别最高
遥控返校
主动上送
1
变化遥测
主动上送
2
带时标的变化遥信SOE
主动上送
3
总召唤数据
响应召唤
4
模拟量
为进一步提高模拟量传送的实时准确性，对模拟量的遥测死区设置建议如表3。
表3：
遥测死区设置推荐数值表
模拟量类别
遥测死区默认设置
备注
电压量
0％
负荷关口、机组出力有功量遥测死区设置为0.1％
电流量
1％
有功量
0.4％
无功量
0.2％
频率
0％
其它
1％
变电站端该功能原则上要求在间隔测控装置实现。
开关量
凡状态发生变化的开关量称为变化遥信（变化遥信非抖动信号）。
带时间标记的变化遥信称为带时标的变化遥信SOE。
根据《江苏电网调度自动化系统监控信息采集规范》（苏电调[2011]433号文），将监视的开关量信号分为五类：
A类：
事故信号（含开关变位）；B类：
异常信号；C类：
越限信号；D类：
变位信号；E类：
告知信号。
以上五类信号中，A类保护动作事故信号、D类断路器变位信号要求生成带时标的变化遥信SOE，其余信号无需生成SOE。
遥信信号防抖时延设置为20ms，变电站端该功能原则上要求在间隔层测控装置实现。
事故总信号
变电站事故总信号和间隔事故信号生成方式参照《江苏电网35kV～220kV变电站自动化系统技术规范》（苏电调【2007】246号）第6.10事故总信号及复归要求执行。
事故总信号要求由间隔事故信号跳变沿触发，延时10秒自动复归。
附 录 A
电力调度控制中心要求的电厂常规远动信息内容
A.1 统调电厂远动信息内容
统调风电厂采集信息满足《风电场调度运行信息交换规范（试行）》（国调调水〔2010〕348号）要求；
其他电厂信息采集范围参考《江苏省调EMS系统运行管理规定（2011版）》，主要内容如下：
A.1.1 遥测
·发电机组有功功率、无功功率；
·主变各侧有功功率、无功功率；
·电厂高压备变和厂用变高压侧有功功率、无功功率；
·500kV线路有功功率、无功功率、电流；
·500kV母线电压、频率；
·220kV线路有功功率、无功功率、电流；
·220kV旁路有功功率、无功功率、电流；
·220kV母联（分段）有功功率、无功功率、电流；
·220kV母线电压；
·机组一次调频模拟频率、一次调频模拟负荷指令；
·机组AGC调节上限、AGC调节下限、AGC调节速率；
·机组AGC指令返回值；
·发电机定子电流、转子电流、机端电压；
·水电厂上、下游水位，发电机转速；
·其它所需遥测信息。
A.1.2 遥信
·全厂事故总信号；
·所有断路器位置状态信号；
·机组及主变各侧隔离开关位置状态信号；
·500kV等级隔离开关位置状态信号；
·220kV等级隔离开关位置状态信号；
·机组机炉协调状态信号、机组AGC请求保持信号、机组AGC投入状态信号；
·机组一次调频投入状态信号；
·水电机组发电、抽水转向开关信号；
·燃气轮机组温控模式状态信号；
·核电厂核岛运行状态信号；
·机组一次调频进入/退出测试信号，一次调频增/减负荷测试信号，一次调频特性参数测试信号；
·PVC工作状态；
·PVC下位机运行状态；
·PVC下位机异常信号；
·控制发电机励磁异常信号；
·500kV线路保护、过电压保护、重合闸动作信号；
·500kV母线保护动作信号；
·500kV失灵保护动作信号；
·发电机、变压器保护动作信号；
·其它所需遥信信息。
A.1.3 遥控
·断路器的分合；
·机组AGC投入/退出信号；
·水轮发电机组的启动/停止和转向控制；
·机组一次调频投入/退出测试信号；
·机组一次调频增/减负荷测试信号；
·机组一次调频特性参数测试信号；
·机组AVC投入/退出信号；
·其它所需遥控信息。
A.1.4 遥调
·AGC机组功率调节；
·AVC机组功率调节；
·控制母线电压设定值；
·其它所需遥调信息。
A.2 非统调电厂远动信息内容
光伏电站的采集信息满足《光伏电站接入电网技术规定》（国家电网科［2011］663号）要求，其他非统调电厂参照统调电厂执行。
附 录 B
江苏电力调度数据网网络结构示意图
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