調(diào)度自動化繼電保護設備及附屬設施技術改造施工原則

調(diào)度自動化繼電保護設備及附屬設施技術改造施工原則

1.1規(guī)范性引用文件

GB/T14285-2006繼電保護和安全自動裝置技術規(guī)程

DL/T516-2006電力調(diào)度自動化系統(tǒng)運行管理規(guī)程

DL/T5149-2001220-500kV變電所計算機監(jiān)控系統(tǒng)設計

技術規(guī)程

DL/T995-2006繼電保護和電網(wǎng)安全自動裝置檢驗規(guī)

程

DL587-2007微機繼電保護裝置運行管理規(guī)程

DL/T623-2010電力系統(tǒng)繼電保護及安全自動裝置運

行評價規(guī)程

DL/T584-20073kV~110kV電網(wǎng)繼電保護裝置運行整

定規(guī)程

DL/T559-2007220kV~750kV電網(wǎng)繼電保護裝置運行

整定規(guī)程

Q/GDW680-2011智能電網(wǎng)調(diào)度技術支持系統(tǒng)系列標準

Q/GDWZ461-2010地區(qū)智能電網(wǎng)調(diào)度技術支持系統(tǒng)應用

功能規(guī)范

Q/GDW140-2006交流采樣測量裝置運行檢驗管理規(guī)程

Q/GDW213-2008變電站計算機監(jiān)控系統(tǒng)工廠驗收管理

規(guī)程

Q/GDW131電力系統(tǒng)實時動態(tài)監(jiān)測系統(tǒng)技術規(guī)范

Q/GDW679智能變電站一體化監(jiān)控系統(tǒng)建設技術

規(guī)范

Q/GW231-2008無人值守變電站及監(jiān)控中心技術導則

Q/GDW161線路保護及輔助裝置標準化設計規(guī)范

Q/GDW175變壓器、高壓并聯(lián)電抗器和母線保護及

輔助裝置標準化設計規(guī)范

Q/GDW383-2009智能變電站技術導則

Q/GDW441-2010智能變電站繼電保護技術規(guī)范

國家電網(wǎng)調(diào)[2009]38號電網(wǎng)調(diào)度系統(tǒng)安全生產(chǎn)保障能力

評估

調(diào)繼[2012]277號基于DL/T860的故障錄波裝置與

故障錄波主站通信模型、接口定義規(guī)范（報批稿）

調(diào)繼[2012]131號繼電保護狀態(tài)評價導則

調(diào)自[2012]101號變電站調(diào)控數(shù)據(jù)交互規(guī)范

1.2術語和定義

1）調(diào)度自動化系統(tǒng)

調(diào)度自動化系統(tǒng)（以下簡稱自動化系統(tǒng)）是電力系統(tǒng)的

組成部分，是確保電力系統(tǒng)安全、優(yōu)質(zhì)、經(jīng)濟運行的基礎設

施，是提高電力系統(tǒng)運行水平的重要技術手段，由主站系統(tǒng)、

子站設備和數(shù)據(jù)傳輸通道構成。

2）主站系統(tǒng)

主站系統(tǒng)是指國、網(wǎng)、省、地、縣（配）各級調(diào)度機構

主站的自動化系統(tǒng)及其備用系統(tǒng)，主要包括：

a）電網(wǎng)調(diào)度控制系統(tǒng)，通常包括基礎平臺和實時監(jiān)控與

預警、調(diào)度計劃及安全校核、調(diào)度管理等應用（參見Q/GDW

680系列標準）；

b）配電網(wǎng)調(diào)度自動化主站系統(tǒng)；

C）相量測量系統(tǒng)（WAMS）；

d）電力二次系統(tǒng)安全防護主站設備；

e）主站系統(tǒng)相關輔助設備，通常包括調(diào)度模擬屏和大屏

幕設備、時間同步裝置.、電網(wǎng)頻率采集裝置、運行值班報警

系統(tǒng)、遠動通道檢測和配線柜、專用的UPS電源及配電柜、

機房專用空調(diào)等0

3）子站設備

子站設備是指變電站、開關站、牽引站、換流站等各類

廠站的自動化系統(tǒng)和設備，主要包括：

a）廠站監(jiān)控系統(tǒng)、遠動終端設備（RTU）及與遠動信息

采集有關的變送器、交流采樣測控裝置、相應的二次回路；

b）電能量遠方終端；

c）配電網(wǎng)調(diào)度自動化系統(tǒng)遠方終端；

d）二次系統(tǒng)安全防護設備；

e）相量測量裝置（PMU）；

f）計劃管理終端；

g）時間同步裝置；

h）自動電壓控制（AVC）子站；

i）向子站自動化系統(tǒng)設備供電的專用電源設備；

j）連接線纜、接口設備及其他自動化相關設備。

1）數(shù)據(jù)傳輸通道

自動化數(shù)據(jù)傳輸通道主要包括自動化系統(tǒng)專用的電力調(diào)

度數(shù)據(jù)網(wǎng)絡、專線、電話撥號等通道。

推進調(diào)度自動化系統(tǒng)技術水平、裝備水平、運行水平的提升。

1.3.1.1.2不滿足超高壓和各級電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行需要，不

滿足公司“三集五大”體系建設需要的調(diào)度自動化系統(tǒng)優(yōu)先

進行系統(tǒng)功能、設備性能和可靠性提升等方面的改造。

1.3.1.1.3不滿足備用調(diào)度體系建設要求調(diào)度自動化系統(tǒng)，

優(yōu)先進行改造。

1.3.1.1.4公司省級及以上調(diào)度未建成智能電網(wǎng)調(diào)度一體

化平臺，未實現(xiàn)實時監(jiān)控與預警、調(diào)度計劃、安全校核、調(diào)

度管理四類業(yè)務應用的，應進行改造。

1.3.1.1.5公司省級及以上調(diào)度仍有獨立的調(diào)度管理系統(tǒng)

宜進行改造。

1，3.1.1.6公司地縣級調(diào)度控制未實行規(guī)范化建設，未實現(xiàn)

實時監(jiān)控與分析、調(diào)度計劃、調(diào)度管理三類應用，不具備支

撐調(diào)控一體化等運行模式的調(diào)度自動化系統(tǒng)應進行改造。

1.3.1.1.7公司系統(tǒng)未實行地縣調(diào)備用體系建設的，應按照

地縣備用調(diào)度體系建設要求進行改造。

1.3.1.1.8電力二次系統(tǒng)安全防護分區(qū)及設備部署不滿足

國家電監(jiān)會和國家電網(wǎng)公司相關規(guī)定要求的應進行改造。

1.3.1.1.9依據(jù)公司對調(diào)度二次安全防護工作要求，按照電

力二次系統(tǒng)安全防護堅持橫向隔離、縱向認證的原則，在調(diào)

度自動化系統(tǒng)主站大修、技改中同步建設正反向隔離裝置、

防火墻、撥號認證設備、入侵檢測設備、病毒防護系統(tǒng)、日

志審計、證書系統(tǒng)等。調(diào)度自動化系統(tǒng)主站與子站的通信須

經(jīng)縱向加密認證裝置。各種電力二次系統(tǒng)安全防護設備接入

內(nèi)網(wǎng)安全監(jiān)視平臺。

1.3.1.1.10未實現(xiàn)生產(chǎn)控制大區(qū)網(wǎng)絡的內(nèi)網(wǎng)安全監(jiān)視和

UOkV及以上廠站的安全監(jiān)視，未建設內(nèi)網(wǎng)安全監(jiān)視平臺應

進行改造。

1.3.1.1.11電網(wǎng)調(diào)度自動化主站系統(tǒng)投運8年的，可安排改

造，工作站運行5年后可予更換。

1.3.1.1.12調(diào)度自動化主站系統(tǒng)的前置子系統(tǒng)容量、數(shù)據(jù)采

集與監(jiān)控對象的總?cè)萘繎獫M足未來5年發(fā)展的需要，不滿足

要求的應予擴容改造。

1.3.1.1.13調(diào)度自動化主站系統(tǒng)基砧平臺和四大類應用功

能不滿足智能電網(wǎng)調(diào)度技術支持系統(tǒng)系列標準功能需求和

性能要求，宜安排升級或改造。

1.3.1.1.14調(diào)度自動化主站系統(tǒng)應部署可信計算功能，不滿

足要求的應予改造。

1.3.1.1.15調(diào)度自動化主站系統(tǒng)應配備專用的不間斷電源

裝置(UPS),UPS的交流供電電源應采用來自不同電源點的

雙路電源供電，UPS電源容量在滿載后應留有40%以上的供

電容量，UPS交流失電后的供電持續(xù)時間應大于2小時，UPS

應采用雙主機配置，不滿足要求的應予改造。

1.3.1.1.16無人值班變電站監(jiān)控信息不滿足變電站調(diào)控數(shù)

據(jù)交互規(guī)范以及典型信息表要求，應根據(jù)無人值班技術要求

進行改造。

1.3.1.1.17330kV及以上變電站未配置PMU設備的應進行改

造。

1.3.1.1.18變電站不滿足無人值守要求的廠、站自動化系

統(tǒng)，應進行改造C

1.3.1.1.19未實現(xiàn)調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)骨干網(wǎng)雙平面，應進行改造。

1.3.1.1.20330kV及以上未配置兩套獨立調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)絡接入

設備、110kV及以下未配置調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)絡設備的廠站，應進

行改造。

1.3.1.1.21未實現(xiàn)與調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)同步建設二次安全防護設

備，llOkV及以上廠站未部署安全策略的，應安排改造。

1.3.1.1.22未建設配網(wǎng)搶修指揮平臺，或平臺不能共享配電

自動化、調(diào)度管理、檢修管理、用戶采集和保修等各類信息,

應安排新建或改造。

1.3.1.1.23根據(jù)運行情況，對330kV誤差精度超過0.2級及

以上、llOkV超過0.5級的測控單元實施改造。

1.3.1.2繼電保護和安全自動裝置

1.3.1.2.1凡無法通過升級軟件、更換插件滿足電網(wǎng)技術和

運行要求的保護和安自裝置，應進行改造。

1.3.1.2.2

1.3.1.2.3對電磁型、晶體管型、集成電路型保護和安自裝

置，優(yōu)先安排微機化改造。

1.3.1.2.4達到或超過微機繼電保護裝置運行管理規(guī)程中

使用年限要求的保護和安自裝置，優(yōu)先安排改造。

1.3.1.2.5制造廠家不再提供技術支持及備品備件的保護

和安自裝置，應進行改造。

1.3.1.2.6不滿足變電站無人值班信息監(jiān)控要求的保護和

安自裝置，應進行改造。

1.3.1.2.7對常規(guī)廠、站線路縱聯(lián)保護進行改造時，宜按照

型號一致的原則，同時安排線路各側(cè)縱聯(lián)保護進行改造，改

造為縱聯(lián)電流差動保護時，各側(cè)保護型號應保持一致。

1.3.1.2.8光纖通道條件具備時，對運行超過6年的電力載

波或微波通道型線路縱聯(lián)保護應進行改造，優(yōu)先改造為光纖

縱聯(lián)電流差動保護；當電網(wǎng)運行有特殊需求時，如應用于同

桿并架的縱聯(lián)距離（方向）保護，可縮短改造周期。

1.3.1.2.9當線路裝設串聯(lián)電容補償裝置時，對不滿足技術

要求的本線及相鄰線路保護裝置，應進行改造。

1.3.1.2.10為適應變電站無人值守要求，宜對無法實現(xiàn)通

道自動測試的載波線路縱聯(lián)保護進行改造。

1.3.1.2.11除終端負荷變電站外，330kV及以上電壓等級

廠、站的母線保護應按雙重化配置，不滿足要求的應進行改

造。

1.3.1.2.12對功能不完善的母線保護，如雙母線接線形式母

線保護缺失電壓閉鎖功能等，應進行改造。

1.3.1.2.13通過升級軟件、更換插件

1.3.1.2.14UOkV及以上電壓等級的母聯(lián)、母線分段斷路器

應按斷路器配置專用的、具備瞬時和延時跳閘功能的過電流

保護裝置，不滿足條件的應進行改造。

1.3.1.2.15對3/2接線廠、站內(nèi)同一串斷路器保護型號不一

致時，宜按照型號一致原則進行改造。

1.3.1.2.16對不符合線路保護及輔助裝置標準化設計規(guī)范、

變壓器、高壓并聯(lián)電抗器和母線保護及輔助裝置標準化設計

規(guī)范要求的保護設備，宜逐步進行改造。

1.3.1.2.17采用非嵌入式系統(tǒng)的故障錄波器、二次設備在線

監(jiān)視與分析模塊子站，應結合運行年限和運行工況，加快嵌

入式設備改造。

1.3.1.2.18通過更換插件、升級軟件方式仍無法滿足組網(wǎng)

要求的故障錄波器，應進行改造。

1.3.1.2.19對硬件配置、通訊規(guī)約、安全防護等不滿足二

次設備在線監(jiān)視與分析需求的二次設備在線監(jiān)視與分析模

塊子站設備，應逐步進行改造。

1.3.1.2.20對于工控機型的電網(wǎng)安全穩(wěn)定控制裝置，應逐步

進行改造。

1.3.1.2.21對通過升級軟件、增配硬件等方法仍不能滿足調(diào)

控運行的繼電保護生產(chǎn)技術支持系統(tǒng)模塊，應進行改造。

1.3.1.2.22在與本原則其他條款不沖突的前提下，對運行年

限不足8年的保護和安自裝置，原則上不予整體更換。

1.3.1.2.23依據(jù)電網(wǎng)穩(wěn)定分析計算要求，對不滿足運行要求

的穩(wěn)控系統(tǒng)行改造。

L3.2運行環(huán)境

1.3.2.1調(diào)度自動化

1.3.2.1.1因安全標準提高，導致運行環(huán)境不能滿足安全要

求的，應根據(jù)安全技術標準要求，進行運行環(huán)境優(yōu)化改造。

1.3.2.1.2變電站自動化系統(tǒng)硬件設備必須具備抗強電場、

強磁場、靜電干擾的能力，并應有防止雷電沖擊和系統(tǒng)過電

壓措施，不滿足要求的應進行改造。

1.3.2.1.3調(diào)度自動化主站系統(tǒng)機房溫度、濕度、接地電阻

等運行環(huán)境應符合設計規(guī)程要求，不滿足要求的應予改造。

1.3.2.1.4各級調(diào)度自動化機房不具備動力環(huán)境監(jiān)測和機

房視頻監(jiān)視的，應進行動力環(huán)境監(jiān)測和機房視頻監(jiān)視升級、

擴容或新建改造。

1.1.1.1.1各級調(diào)度自動化機房不滿足信息安全等級保護

條件要求的，應進行改造。

1.1.1.2繼電保護和安全自動裝置

1.1.1.2.1通過升級軟件、更換插件無法滿足規(guī)定運行溫度

要求的智能變電站內(nèi)保護和安自裝置相關智能組件，應進行

改造。

1.1.1.2.2保護和安自裝置進行改造時，對相關的不滿足抗

干擾、防火、抗外力破壞等要求的二次電纜和不滿足防塵、

防潮、防雨、溫控等要求的端子箱、智能控制柜等輔助設備,

應同時進行更換。

1.1.2設備缺陷

1.1.2.1調(diào)度自動化

1.1.2.1.1變電站自動化系統(tǒng)存在家族性缺陷且經(jīng)論證后

無法修復的自動化系統(tǒng)，應進行改造。通過狀態(tài)評價及風險

評估認定為注意和異常狀態(tài)，且通過檢驗確認無法修復的自

動化系統(tǒng)，應進行改造。

1.1.2.1.2廠家不再提供備品備件和后續(xù)技術支持的自動

化系統(tǒng)設備，應逐步安排改造。

1.1.2.1.3變電站自動化系統(tǒng)的計算機等主要設備達到或

超過設備使用年限要求，硬件配置和性能指標不滿足變電站

運行信息需要的，應進行改造。

1.1.2.1.4變電站自動化系統(tǒng)應具備電壓無功自動控制功

能，不滿足要求的應進行改造。

1.1.2.1.5330kV及以上變電站的遠動通信裝置應雙機配

置，采用互為熱備或雙主機工作方式，不滿足要求的應進行

改造。

1.1.2.1.6同步相量數(shù)據(jù)傳輸格式采用Q/GDW131,當同一

廠站內(nèi)有多個PMU裝置時，應設置通信集中處理模塊，匯集

各PMU裝置的數(shù)據(jù)后再與計算機監(jiān)控系統(tǒng)通信，不滿足條件

應安排改造。

1.1.2.1.7UOkV及以上計算機監(jiān)控系統(tǒng)應配置全站統(tǒng)一時

間同步系統(tǒng)，為保護、測控單元等設備提供精確的時間同步

信號，不滿足條件的應進行改造。

1.1.2.1.8站內(nèi)二次設備的對時精度應滿足事件順序記錄

分辨率的要求，不滿足條件的設備應進行改造。

1.1.2.1.9變電站自動化系統(tǒng)網(wǎng)絡通信應采用雙機雙卡分

別接入雙網(wǎng)；對于不支持網(wǎng)絡方式的應用系統(tǒng)，可選用路由

器串口方式或保持現(xiàn)有專線方式進行過渡；不滿足要求的，

應安排改造。

1.1.2.1.10變電站遠動裝置、監(jiān)控系統(tǒng)主機及其測控單元、

變送器等自動化設備應采用冗余配置的不間斷電源(UPS)或

站內(nèi)直流電源供電，不滿足要求的應安排改造。自動化主站

系統(tǒng)應配備專用的不間斷電源裝置(UPS),UPS的交流供電

電源應采用來自不同電源點的雙電源供電，U