DL∕T 5202-2022 電能量計量系統(tǒng)設計規(guī)程

PDL/T5202—2022代替DL/T5202—20042022-05-13發(fā)布2022-11-13實施國家能源局發(fā)布Codefordesignofelectricenergymeteringsystem代替DL/T5202—2004批準部門：國家能源局施行日期：2022年11月13日中國計劃出版社2022年第4號家能源局批準《智能風電場技術導則》等209項能源行業(yè)標準(附改通知單(附件3),現(xiàn)予以發(fā)布。2.行業(yè)標準外文版目錄3.行業(yè)標準修改通知單附件1:序號標準編號標準名稱代替標準采標號出版機構批準日期實施日期DL/T5202-2022電能量計量系統(tǒng)設計規(guī)程DL/T5202-2004中國計劃出版社2022-05-132022-11-13根據(jù)《國家能源局綜合司關于印發(fā)2017年能源領域行業(yè)標準制(修)訂計劃及英文版翻譯出版計劃的通知》(國能綜通科技能量計量系統(tǒng)的設計經驗，并在廣泛征求意見的基礎上，對《電能量計量系統(tǒng)設計技術規(guī)程》DL/T5202—2004進行了修訂。本次修訂的主要內容是：2.根據(jù)電能量計量系統(tǒng)技術發(fā)展及當前電力系統(tǒng)運行管理6.將原標準第10章“電源與接地”及第11章“計算機機房與本標準自實施之日起，替代《電能量計量系統(tǒng)設計技術規(guī)程》能源行業(yè)電力系統(tǒng)規(guī)劃設計標準化技術委員會負責日常管理，由中國電力工程顧問集團華北電力設計院有限公司負責具體技術內容的解釋。執(zhí)行過程中如有意見或建議，請寄送至電力規(guī)劃設計標準化管理中心(地址：北京市西城區(qū)安德路65號，郵政編碼：院有限公司院有限公司中國電力工程顧問集團華東電力設計院有限公司內蒙古電力勘測設計院有限責任公司國核電力規(guī)劃設計研究院有限公司山東電力工程咨詢院有限公司中國能源建設集團廣東省電力設計研究院有限公司國家高電壓計量站霍雯雯劉夢欣李凱李鳳霞牛麗李偉侯恩振劉儉 2術語和縮略語 2.1術語 2.2縮略語 3總體架構 4.1系統(tǒng)功能 4.2硬件配置要求 4.3軟件系統(tǒng)要求 4.4技術要求 5.1計量點設置原則 5.2電量計量裝置的配置 5.3功能及技術要求 5.4二次回路 6信息傳輸及安全防護 6.1信息傳輸 6.2安全防護 7與其他系統(tǒng)的關系 8電源、對時及其他要求 本標準用詞說明 引用標準名錄 1Generalprovisions 2Termsandabbreviations 2.1Terms 2.2Abbreviations 3Generalarchitecture 4Masterstationpart 4.1Systemfunction 4.2Hardwareconfiguration 4.3Softwarerequirements 4.4Technicalrequirements 5.1Settingprinciplesofelectricenergymeteringpoint 5.2Configurationofelectricenergymeteringdevice 5.3Functionalandtechnicalrequirements 6Informationtransmissionandsecurityprotection 6.1Informationtransmission 6.2Securityprotection 7Relationshipwithothersystems 8Power,timesynchronizationandotherrequirements Explanationofwordinginthisstandard Listofquotedstandards Addition:Explanationofproyisions 1.0.1為適應行業(yè)標準化建設的需要，統(tǒng)一規(guī)范電能量計量系統(tǒng)1.0.2本標準適用于省級及以上電能量計量系統(tǒng)規(guī)劃、可行性研量計量系統(tǒng)部分的設計。1.0.3電能量計量系統(tǒng)設計除應符合本標準的規(guī)定外，還應符合國家現(xiàn)行有關標準的規(guī)定。2術語和縮略語2.1.1電能量計量系統(tǒng)electricenergymeteringsystem由調度端電能量計量主站系統(tǒng)、信息通道及廠站端(發(fā)電廠、變電站、換流站)電能量計量表、電能量遠方終端等電能量采集裝置組成的系統(tǒng)。2.1.2電能量計量主站系統(tǒng)masterstationsystemforelec-tricenergymetering2.1.3電能量計量裝置electricenergymeteringdevice由各種類型的電能量計量表或與計量用電壓、電流互感器(或專用二次繞組)及其二次回路相連接組成的用于計量電能的裝置，電網企業(yè)之間、電網企業(yè)與發(fā)電或用電企業(yè)之間進行電能量2.1.5考核電能計量點electricenergycheckpoint2.1.6電能量遠方終端remoteterminalunitofintegratedto-talsACLAccessControlListCIMCommonInformationModelEMSEnergyManagementSystemHBAHostBusAdapterKVMKeyboardVideoMouseMTBFMeanTimeBetweenFailureNASNetworkAttachedStorageNTPNetworkTimeProtocolRAIDRedundantArrayofIndependentDisksSANStorageAreaNetworkSNTPSimpleNetworkTimeProtocolSVGScalableVectorGrVPNVirtualPrivateNetworkXMLExtensibleMarkupLanguage存儲區(qū)域網絡簡單網絡時間協(xié)議面向服務的體系結構可縮放矢量圖形語音合成不間斷電源虛擬專用網絡方式可擴展標記語言能量計量裝置以及兩者間的信息傳輸通道和配套基礎設施共同3.0.2省級及以上電網調度(調控)中心應配置電能量計量主站系統(tǒng)。各類發(fā)電廠、變電站及換流站應配置廠站端電能量計量裝置，并根據(jù)其調度管理關系的劃分接入相應的電能量計量主站3.0.3電能量計量主站系統(tǒng)可與調度端其他主站系統(tǒng)集成建設3.0.4電能量計量主站系統(tǒng)應與其上下級系統(tǒng)采用統(tǒng)一的互聯(lián)主站系統(tǒng)，滿足電網運行和調度生產連續(xù)性的要求。備用電能量計量主站系統(tǒng)的系統(tǒng)架構和核心模塊配置宜與主調系統(tǒng)保持一3.0.6電能量計量主站系統(tǒng)軟硬件接口應采用相應國際標準或工業(yè)標準，支持與其他網絡及不同計算機廠商設備的互聯(lián)。電能量計量主站系統(tǒng)通過統(tǒng)一的接口規(guī)范與調度自動化系統(tǒng)、電力現(xiàn)現(xiàn)數(shù)據(jù)交換和共享。電能量計量主站系統(tǒng)與安全區(qū)外的系統(tǒng)互聯(lián)網絡安全等級保護安全設計技術要求》GB/T25070、《電力監(jiān)控系統(tǒng)網絡安全防護導則》GB/T36572等3.0.7電能量計量主站系統(tǒng)應實現(xiàn)對廠站端電能量的數(shù)據(jù)采集。電能量計量主站系統(tǒng)與調管或運維的廠站端之間應采用信息直采直送方式，電能量計量主站系統(tǒng)與非調管或運維的廠站端之間宜采用信息直采直送方式。3.0.8電能量計量主站系統(tǒng)與廠站端電能量遠方終端間的信息傳輸應采用縱向認證和加密措施，保障數(shù)據(jù)安全。4.1.1電能量計量主站系統(tǒng)負責存儲和管理遠程采集到的電能4.1.3系統(tǒng)應實現(xiàn)下列基本功能：當時未采集或其他原因采集不正常的電能量進行自動補采統(tǒng)計，和用戶人工觸發(fā)時進行某一時段的電能量統(tǒng)計計算；可實現(xiàn)母線3線損分析功能，實現(xiàn)利用電能量數(shù)據(jù)以及公共電網模型，對分區(qū)、分壓、分元件等不同類別的線損電量及電能平衡的線平衡。模式、電網結構的變化及結算點的調整。5電量旁路替代功能，實現(xiàn)根據(jù)旁路開關變位信息和旁路電量變化情況判斷旁路事件的發(fā)生和結束，并根據(jù)旁路開始時間和結束時間處理電能量的替代統(tǒng)計，實時更新統(tǒng)計計算結果。4.1.4系統(tǒng)宜實現(xiàn)下列高級應用(拓展)功能：于CIM/XML/SVG電網模型、廠站單線圖，進行模型的同步維4運行指標統(tǒng)計與分析功能，實現(xiàn)對廠站端各項運行指標，采集成功率等進行統(tǒng)計和分析，用于監(jiān)測系統(tǒng)采集狀況。4.1.5系統(tǒng)可實現(xiàn)下列高級應用(拓展)功能：報文解析等信息對故障類型和發(fā)生位置進行自動研判，給出原因站及相關廠站運維人員。篩選，分析數(shù)據(jù)基于電能量數(shù)據(jù)和電網運行數(shù)據(jù)。3數(shù)據(jù)深度挖掘功能，實現(xiàn)運用先進技術手段對電子化交易4.2硬件配置要求4.2.1硬件配置應遵循冗余化配置原則，采用雙重化網絡結構。承擔主要功能的服務器應采用雙機熱備或多機集群方式，并能自動切換。同種類型的冗余設備宜安裝于不同屏柜中。4.2.2應選用符合國家現(xiàn)行標準的、通用的、先進可靠的硬件設4.2.3計算機系統(tǒng)應在滿足電能量計量主站系統(tǒng)功能和技術要求4.2.4系統(tǒng)功能和性能指標應與調度管轄范圍內的電網規(guī)模相類型及數(shù)量、電能量計量主站系統(tǒng)與其他系統(tǒng)的數(shù)據(jù)交換類型及數(shù)量，并應考慮未來10年內系統(tǒng)發(fā)展的需要。4.2.5電能量計量主站系統(tǒng)與調度端其他主站系統(tǒng)集成建設時，硬件設備應由調度端其他主站系統(tǒng)統(tǒng)一配置。4.2.6硬件配置宜包含下列類型：4前置通信設備，包括前置網絡設備，用于接入E1通道的4.2.7硬件配置應遵循下列要求：1根據(jù)電能量計量主站系統(tǒng)獨立建設或集成建設模式所需下條件確定主站系統(tǒng)的硬件配置規(guī)模：3)與其他系統(tǒng)之間數(shù)據(jù)交換的類型及數(shù)量；4)外部設備的類型及數(shù)量；5)通道的數(shù)量及傳送速率；6)計算機CPU負荷率的估算條件和具體要求；7)數(shù)據(jù)存儲規(guī)模及存儲周期要求；源模塊故障時設備功能應不受影響；其他設備宜采用靜態(tài)切換裝置實現(xiàn)兩路電源供電。3計算機配置應滿足下列要求：1)重要應用服務器應冗余配置，運行關鍵應用的服務器應滿足N-1要求；2)服務器宜采用機架式結構，在滿足性能要求及散熱條件3)服務器硬盤應冗余配置，并支持RAID0、RAID1、采用先進技術的CPU,宜配置高分辨率顯示器及相應顯1)宜按SAN方式配置，可根據(jù)需要配置支持SAN和NAS2)磁盤陣列應配置冗余控制器及SAN交換機，控制器及3)磁盤陣列初始容量配置應至少滿足5年內的容量需求；5)電能量計量主站系統(tǒng)與調度端其他主站系統(tǒng)集成建設5網絡設備配置應滿足下列要求：1)系統(tǒng)網絡應至少包括主干網、前置網以及管理信息大區(qū)6前置通信設備配置應滿足下列要求：1)應根據(jù)接入的通道類型配置相應的通道接入設備，支持1應遵循基于SOA架構、分層構件化及應用模塊化的硬件平臺及不同操作系統(tǒng)上的分布式部署，在不同平臺上的界面及操作風格應基本一致；部門檢測認證的安全加固操作系統(tǒng)和數(shù)據(jù)庫；5電能量計量主站系統(tǒng)采用與調度端其他主站系統(tǒng)集成建的產品，應支持部署探針(Agent),支持64位操作系統(tǒng)；4系統(tǒng)宜配置集群軟件用于支持數(shù)據(jù)庫等以集群方式運行；5系統(tǒng)宜配置一套完整的應用程序開發(fā)和調試工具；6系統(tǒng)可配置存儲各種帶時標電能量數(shù)據(jù)的時間序列數(shù)據(jù)7系統(tǒng)可配置集成各應用功能模塊的服務總線；8系統(tǒng)可配置實現(xiàn)消息和數(shù)據(jù)實時傳輸?shù)南⒖偩€；9系統(tǒng)可配置實現(xiàn)統(tǒng)一的系統(tǒng)管理和公共服務功能的平臺10系統(tǒng)可配置文本語音合成(TTS)、短信收發(fā)、電話呼叫、網絡管理等軟件。4.4.1系統(tǒng)設計使用年限不應小于10年。4.4.2系統(tǒng)采集處理的電網規(guī)模、數(shù)據(jù)庫容量應按照調度管轄范圍內所在電網確定，并至少滿足10年發(fā)展需求。4.4.3系統(tǒng)數(shù)據(jù)庫應支持歷史數(shù)據(jù)存儲年限不應小于3年，關鍵數(shù)據(jù)存儲年限不應小于10年。4.4.4系統(tǒng)服務器、網絡設備等MTBF應大于25000h。4.4.5電網正常情況下主要節(jié)點(服務器)CPU負載不應大于30%,電網事故情況下主要節(jié)點(服務器)CPU負載不應大于50%。4.4.6任何情況下，系統(tǒng)主局域網的平均負荷率不應大于20%;主局域網雙網以分流方式運行時，每一網絡的負載率不應大于15%,一網故障時，單網負載率不應大于30%。4.4.7系統(tǒng)可用率不應小于99.9%。4.4.8畫面響應時間不應大于2s。5.1計量點設置原則5.1.1關口計量點原則上應設置在購售電設施產權分界處或合5.1.3發(fā)電企業(yè)的啟動/備用變壓器高壓側、廠用外引電源進線兩側應分別設置關口計量點。電公司的產權分界點應設置關口計量點。交流變電站進線側應設置關口計量點。5.1.10電網經營企業(yè)、發(fā)電企業(yè)可根據(jù)內部經濟技術分析需求合理設置其他考核計量點。5.2.1關口計量點應按主副表配置準確度等級為有功D級、無功1.0級電能量計量表。5.2.2考核計量點應按單表配置準確度等級為有功D級、無功1.0級電能量計量表。5.2.3其他點宜按單表配置準確度等級為有功C級、無功2.05.2.4電能量計量裝置應按計量點配置電能量計量專用電壓0.2級、電流0.2S級互感器或專用二次繞組，并不得接入與電能5.2.5電能量計量專用電壓、電流互感器或專用二次繞組及其二次回路應有計量專用試驗接線盒。試驗接線盒與電能量計量表應按一表一盒的接線方式配置，并且試驗接線盒宜安裝在電能計量柜正面電能量計量表的下方位置。5.2.7擴建廠站或分期建設電源項目新增計量點電能量計量表配置除參照前期既定原則外，還應符合現(xiàn)行有關標準與文件的5.2.9廠站端應配置一套電能量遠方終端，根據(jù)需要可配置主、電能量計量表信息。5.2.10廠站端電能量遠方終端與電力用戶用電信息采集系統(tǒng)如5.2.12電能量計量表應安裝在專用電能計量柜中。電能量遠方終端宜單獨組柜，亦可與電能量計量表共同組柜。5.3.1電能量計量表應符合下列規(guī)定：4在標稱值的0.05%～120%的測量范圍內，應保持準確度5應具有最大需量的測量和存儲。7當脈沖以繼電器觸點輸出時，觸點電壓范圍為DC(24~220)V,觸點電流為1A,壽命為2.5×1010次。8當以數(shù)據(jù)通信方式輸出時，應具備至少2個RS485接口，通信規(guī)約應符合現(xiàn)行行業(yè)標準《多功能電能表通信協(xié)議》DL/T645、《電能信息采集與管理系統(tǒng)第4-5部分：通信協(xié)議——面向10電能量計量表應配有標準光通信口，可由手持式電能量11電能量計量表應具有數(shù)據(jù)凍結命令的接收功能。12電能量計量表應配有后備電池，最大連續(xù)工作時間應為13電能量計量表具有積分周期，積分周期應為1min~60min由用戶自選。以1min為積分周期時，電能量計量表應能存儲7天以上的數(shù)據(jù)。14電能量計量表具有直接遠傳功能時，必須具有各種通信規(guī)約的接口。15電能量計量表應具有符合現(xiàn)行行業(yè)標準《電壓失壓計時5.3.2電能量遠方終端應符合下列規(guī)定：1電能量遠方終端應采用19英寸標準機架式結構或壁掛式2電能量遠方終端應滿足現(xiàn)行行業(yè)標準《電能量遠方終端》3采集電能量數(shù)據(jù)點不應小于80個，內存容量不應小于256MB,積分周期為1min時應能連續(xù)存儲7天～10天的數(shù)據(jù)。4應具有兩種積分周期分別采集電能量，積分周期應為5電能量遠方終端應同時具備脈沖輸入和數(shù)據(jù)輸入兩種方抖動和干擾誤動。7電能量遠方終端應以向電能量計量表發(fā)送凍結命令方式8具有就地操作按鈕和便攜式PC機插入接口，可通過按鈕或PC機對各種運算方式和參數(shù)進行修改和設定。等設備狀態(tài)進行監(jiān)測和邏輯判斷的功能。10電能量遠方終端能接收主站的時鐘召測和對時命令，對時誤差不應大于5s,亦可與站端時間同步系統(tǒng)對時。終端時鐘24h內走時誤差不應大于0.5s。具備多個時鐘源時，電能量遠方終端應響應唯一的時鐘源，優(yōu)先采用站端統(tǒng)一時鐘系統(tǒng)對時。11電能量遠方終端應具有自檢功能，發(fā)生故障或者事件后可向主站端和當?shù)馗婢?，亦可將電能量計量表的故障信號傳至主站端?2電能量遠方終端應配置不少于2個上行通信接口，與主站端通信方式應適用于電話撥號網和專用通道。傳輸規(guī)約應符合現(xiàn)行行業(yè)標準《遠動設備及系統(tǒng)第5部分：傳輸規(guī)約第102篇：電力系統(tǒng)電能累計量傳輸配套標準》DL/T719的規(guī)定，并具備網絡通信接口，支持傳輸控制協(xié)議TCP/IP等協(xié)議。13具有密碼設計和權限管理功能，防止非法操作。14裝置程序應具有自動恢復功能。16電能量遠方終端應具有和監(jiān)控后臺通信的能力。17電能量遠方終端用于智能變電站時，應滿足現(xiàn)行行業(yè)標5.3.3電能量現(xiàn)場監(jiān)視設備應符合下列規(guī)定：1各類發(fā)電廠可配置電能量現(xiàn)場監(jiān)視設備，以實現(xiàn)電廠上網2收集發(fā)電廠內相應電能量計量點(如發(fā)電機、廠用電等)的5.4.1接入中性點絕緣系統(tǒng)的電能量計量裝置應采用三相三線有功、無功或多功能電能量計量表，其2臺電流互感器二次繞組與電能量計量表之間應采用四線連接。接入非中性點絕緣系統(tǒng)的電能量計量裝置應采用三相四線有功、無功或多功能電能量計量表，其3臺電流互感器二次繞組與電能量計量表之間應采用六線5.4.2裝有電能量計量表的測點，應配置電能計量專用電壓、電并不得接入與電能計量無關的設備。當受TA繞組條件限制時，電能量計量表宜與測量儀表共用電流互感器二次繞組，電能量計量表應接入電流互感器繞組最前端。5.4.335kV以上電能量計量裝置的電壓互感器二次回路不應裝設隔離開關輔助接點，但可裝設快速自動空氣開關。35kV及以下電能計量裝置的電壓互感器二次回路，計量點在電力用戶側時不應裝設隔離開關輔助接點和快速自動空氣開關等；計量點在電力企業(yè)變電站側時可裝設快速自動空氣開關?？諝忾_關與電能量計量表應按一對一原則配置。路之間不應有電的聯(lián)系，以保證各電壓互感器的專用二次回路互5.4.5采用直流中間繼電器做電壓切換元件、電源電壓為直流220V時，中間繼電器的繞組線徑不應小于1.5mm2,以防止繼電5.4.7電能計量用電流互感器一運行中的實際負荷電流達到電流互感器額定值的60%左右，S級不應小于20%。否則，應選用高動熱穩(wěn)定電流互感器，以減小5.4.8互感器二次負荷的選擇應保證接入其二次回路的實際負荷在25%～100%額定二次負荷范圍內。實際二次負荷的計算宜按照現(xiàn)行行業(yè)標準《電流互感器和電壓互感器選擇及計算規(guī)程》DL/T866的計算方法確定。電流互感器額定二次負荷的功率因數(shù)應為0.8～1.0,電壓互感器二次功率因數(shù)應與實際二次負荷的功率因數(shù)接近。5.4.9電壓互感器二次回路的連接導線應采用銅質單芯絕緣線，對電流二次回路，連接導線截面積應按電流互感器的額定二次負荷計算確定，不應小于4.0mm2;對電壓二次回路，二次回路電壓降不應大于額定二次電壓的0.2%,導線截面面積不應小于4.0mm2。5.4.10電流互感器二次回路導線截面A可按下式計算：A=p×L×10?/Z?(mm2)(5.4.10)L——二次回路導線單程的長度(m);Z連接導線單程的阻抗(Ω),可忽略電抗，僅計及電阻。5.4.11電能量計量表專用互感器二次回路可設置TV(含單相、源消失等現(xiàn)場報警信號。5.4.12電氣主接線為雙母線帶旁路接線方式時，應向主站端發(fā)送旁路斷路器代路信號。5.4.13電能量計量設備專用電源回路，應提供電源失電或電源運行狀態(tài)信號。5.4.14電能量計量表輸入回路應裝設儀表用專用電壓、電流試驗端子。5.4.15電能量計量表輸入回路電纜應采用屏蔽電纜，由一次設引出的二次電纜的屏蔽層應在就地端子箱處一點接地。就地端子箱至電能量計量表之間的二次回路電纜屏蔽層應兩端接地。5.4.16當電能量計量表與電能量遠方終端之間的連接距離不滿足傳輸要求時，應采用光纖連接。5.4.17分布式電源電能量計量裝置宜配置專用的整體式電能計電壓互感器分柜安裝時，電能量計量表應安裝在電流互感器柜內。5.4.18當專用電壓互感器或專用繞組二次回路必須接入開關接5.4.19當電壓回路電壓降不能滿足電能量計量表的準確度要求計量表專用的熔斷器或自動開關。5.4.20在3/2斷路器接線方式下，參與“和相”的2臺電流互感子排處并聯(lián)，在并聯(lián)處一點接地。無電路直接聯(lián)系的電流回路宜在配電裝置處經端子排接地。5.4.21電能量計量表柜內宜設置交流試驗電源回路以及電能量計量表專用的交流或直流電源回路。電力用戶側的電能量計量表設置單獨的電能量遠方終端柜。5.4.22電能量計量表的專用電流互感器二次回路不宜取自油浸式高壓設備。5.4.23電能量計量點電流互感器、電壓互感器的配置應按現(xiàn)行行業(yè)標準《電流互感器和電壓互感器選擇及計算規(guī)程》DL/T8665.4.24電流互感器、電壓互感器各自的進線端極性應一致。6信息傳輸及安全防護6.1.2調度數(shù)據(jù)網通道應滿足下列要求：1調度端之間網絡通道帶寬不應小于100Mbps;2廠站端接入通道帶寬不應小于2Mbps。6.1.3專線通道應滿足下列要求：1E1網絡專線通信速率為2Mbps,對于調度數(shù)據(jù)網僅單平面覆蓋又有電能量計量備用通道需求的站點，優(yōu)先采用E1專線；2數(shù)字接口通信速率為2400bps～9600bps;3模擬接口通信速率為1200bps～9600bps;6.1.4通信協(xié)議應滿足下列技術要求：統(tǒng)第5部分：傳輸規(guī)約第102篇：電力系統(tǒng)電能累計量傳輸配套標準》DL/T719或《電能信息采集與管理系統(tǒng)第4-5部分：通信協(xié)議——面向對象的數(shù)據(jù)交換協(xié)議》DL/T698.45通信2廠站端電能量遠方終端與電能量計量表之間宜采用現(xiàn)行與管理系統(tǒng)第4-5部分：通信協(xié)議——面向對象的數(shù)據(jù)交換協(xié)6.2.1電能量計量系統(tǒng)應布置在生產控制大區(qū)的安全區(qū)Ⅱ,并遵能量計量主站系統(tǒng)應用及服務均部署在安全區(qū)Ⅱ,需要提供Web服務時，應將數(shù)據(jù)導出到安全區(qū)Ⅲ的Web服務器；廠站端裝置部署在生產控制大區(qū)的安全區(qū)Ⅱ。1電能量計量系統(tǒng)使用電力調度數(shù)據(jù)網，應部署在生產控制大區(qū)的非生產控制區(qū)使用非實時VPN;2電能量計量系統(tǒng)使用公用通信網絡、無線通信網絡以及處于非可控狀態(tài)下的網絡設備與終端等進行通信，應設立安全接3安全接入?yún)^(qū)應配置專用的公網前置機，不得與生產控制大區(qū)共用專網前置機。公網前置機應當使用經國家指定部門認證的安全加固的操作系統(tǒng)，并采取嚴格的訪問控制措施。6.2.3橫向隔離應滿足下列要求：1生產控制大區(qū)與管理信息大區(qū)的網絡邊界處應設置電力專用正、反向安全隔離裝置進行單向物理隔離；2生產控制大區(qū)與安全接入?yún)^(qū)的網絡邊界處應設置電力專用正、反向安全隔離裝置進行單向物理隔離；3管理信息大區(qū)的生產管理區(qū)與管理信息區(qū)之間應采用硬件防火墻、具有ACL訪問控制功能的交換機或路由器等設施進行邏輯隔離，生產管理區(qū)與管理信息區(qū)之間的訪問控制策略原則上只允許生產管理區(qū)業(yè)務模塊主動與管理信息區(qū)業(yè)務模塊建立連接，不允許從管理信息區(qū)反向訪問生產管理區(qū)業(yè)務模塊。6.2.4縱向認證應滿足下列要求：1生產控制大區(qū)與調度數(shù)據(jù)網的縱向連接處應部署電力專用縱向加密認證裝置，采用電力專用密碼與認證技術；2在安全接入?yún)^(qū)與公用通信網絡或無線通信網絡之間應部署加密認證措施，實現(xiàn)電能量遠方終端或電能量計量表到安全接入?yún)^(qū)之間通信數(shù)據(jù)加密。6.2.5電能量計量系統(tǒng)應具備接入安全管理中心的能力，實現(xiàn)對警和量化分析。7與其他系統(tǒng)的關系7.0.1電能量計量主站系統(tǒng)應能夠與調度自動化系統(tǒng)、電力現(xiàn)貨交易系統(tǒng)、調控云系統(tǒng)和電力用戶用電信息采集系統(tǒng)等進行信息7.0.2同屬調控中心管理的相同安全區(qū)系統(tǒng)與電能量計量主站進行數(shù)據(jù)交互，同屬調控中心管理的不同安全區(qū)系統(tǒng)與電能量計量主站系統(tǒng)之間應采用E文件方式進行數(shù)據(jù)交互。7.0.3非調控中心管理的系統(tǒng)應由管理信息大區(qū)實現(xiàn)與電能量計量主站系統(tǒng)的數(shù)據(jù)交互。8.0.1電能量計量主站系統(tǒng)供電電源應滿足下列要求：2當獨立配置冗余UPS電源時，交流供電電源應來自兩路不同的電源點，并應配有應急電源。每套UPS電源應至少配置一組蓄電池組，每組蓄電池組容量應滿足帶全部負載的時間不小于2h。雙機運行時單機負載率不應超過30%。3具備雙電源模塊的裝置或設備，兩個電源模塊應由不同UPS供電；對單電源設備應配置靜態(tài)切換裝置。8.0.2廠站端電能量計量表應采用廠站內UPS或直流電源供1時間同步系統(tǒng)應提供脈沖信號、IRIG-B碼、網絡時間等信號類型；2時間同步系統(tǒng)應具備網絡對時功能，支持NTP/SNTP時鐘同步協(xié)議；3時間同步系統(tǒng)應具備接收多種衛(wèi)星時鐘源和地面同步網4在守時12h狀態(tài)下的時鐘源時間準確度不大于lμs/h。8.0.4電能量計量主站系統(tǒng)設備應部署在專業(yè)機房內，機房溫、8.0.5電能量計量系統(tǒng)的接地應符合現(xiàn)行國家標準《交流電氣裝置的接地設計規(guī)范》GB/T50065的規(guī)定。本標準用詞說明1為便于在執(zhí)行本標準條文時區(qū)別對待，對要求