DL∕T 5202-2022 电能量计量系统设计规程

PDL/T5202—2022代替DL/T5202—20042022-05-13发布2022-11-13实施国家能源局发布Codefordesignofelectricenergymeteringsystem代替DL/T5202—2004批准部门：国家能源局施行日期：2022年11月13日中国计划出版社2022年第4号家能源局批准《智能风电场技术导则》等209项能源行业标准(附改通知单(附件3),现予以发布。2.行业标准外文版目录3.行业标准修改通知单附件1:序号标准编号标准名称代替标准采标号出版机构批准日期实施日期DL/T5202-2022电能量计量系统设计规程DL/T5202-2004中国计划出版社2022-05-132022-11-13根据《国家能源局综合司关于印发2017年能源领域行业标准制(修)订计划及英文版翻译出版计划的通知》(国能综通科技能量计量系统的设计经验，并在广泛征求意见的基础上，对《电能量计量系统设计技术规程》DL/T5202—2004进行了修订。本次修订的主要内容是：2.根据电能量计量系统技术发展及当前电力系统运行管理6.将原标准第10章“电源与接地”及第11章“计算机机房与本标准自实施之日起，替代《电能量计量系统设计技术规程》能源行业电力系统规划设计标准化技术委员会负责日常管理，由中国电力工程顾问集团华北电力设计院有限公司负责具体技术内容的解释。执行过程中如有意见或建议，请寄送至电力规划设计标准化管理中心(地址：北京市西城区安德路65号，邮政编码：院有限公司院有限公司中国电力工程顾问集团华东电力设计院有限公司内蒙古电力勘测设计院有限责任公司国核电力规划设计研究院有限公司山东电力工程咨询院有限公司中国能源建设集团广东省电力设计研究院有限公司国家高电压计量站霍雯雯刘梦欣李凯李凤霞牛丽李伟侯恩振刘俭 2术语和缩略语 2.1术语 2.2缩略语 3总体架构 4.1系统功能 4.2硬件配置要求 4.3软件系统要求 4.4技术要求 5.1计量点设置原则 5.2电量计量装置的配置 5.3功能及技术要求 5.4二次回路 6信息传输及安全防护 6.1信息传输 6.2安全防护 7与其他系统的关系 8电源、对时及其他要求 本标准用词说明 引用标准名录 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为适应行业标准化建设的需要，统一规范电能量计量系统1.0.2本标准适用于省级及以上电能量计量系统规划、可行性研量计量系统部分的设计。1.0.3电能量计量系统设计除应符合本标准的规定外，还应符合国家现行有关标准的规定。2术语和缩略语2.1.1电能量计量系统electricenergymeteringsystem由调度端电能量计量主站系统、信息通道及厂站端(发电厂、变电站、换流站)电能量计量表、电能量远方终端等电能量采集装置组成的系统。2.1.2电能量计量主站系统masterstationsystemforelec-tricenergymetering2.1.3电能量计量装置electricenergymeteringdevice由各种类型的电能量计量表或与计量用电压、电流互感器(或专用二次绕组)及其二次回路相连接组成的用于计量电能的装置，电网企业之间、电网企业与发电或用电企业之间进行电能量2.1.5考核电能计量点electricenergycheckpoint2.1.6电能量远方终端remoteterminalunitofintegratedto-talsACLAccessControlListCIMCommonInformationModelEMSEnergyManagementSystemHBAHostBusAdapterKVMKeyboardVideoMouseMTBFMeanTimeBetweenFailureNASNetworkAttachedStorageNTPNetworkTimeProtocolRAIDRedundantArrayofIndependentDisksSANStorageAreaNetworkSNTPSimpleNetworkTimeProtocolSVGScalableVectorGrVPNVirtualPrivateNetworkXMLExtensibleMarkupLanguage存储区域网络简单网络时间协议面向服务的体系结构可缩放矢量图形语音合成不间断电源虚拟专用网络方式可扩展标记语言能量计量装置以及两者间的信息传输通道和配套基础设施共同3.0.2省级及以上电网调度(调控)中心应配置电能量计量主站系统。各类发电厂、变电站及换流站应配置厂站端电能量计量装置，并根据其调度管理关系的划分接入相应的电能量计量主站3.0.3电能量计量主站系统可与调度端其他主站系统集成建设3.0.4电能量计量主站系统应与其上下级系统采用统一的互联主站系统，满足电网运行和调度生产连续性的要求。备用电能量计量主站系统的系统架构和核心模块配置宜与主调系统保持一3.0.6电能量计量主站系统软硬件接口应采用相应国际标准或工业标准，支持与其他网络及不同计算机厂商设备的互联。电能量计量主站系统通过统一的接口规范与调度自动化系统、电力现现数据交换和共享。电能量计量主站系统与安全区外的系统互联网络安全等级保护安全设计技术要求》GB/T25070、《电力监控系统网络安全防护导则》GB/T36572等3.0.7电能量计量主站系统应实现对厂站端电能量的数据采集。电能量计量主站系统与调管或运维的厂站端之间应采用信息直采直送方式，电能量计量主站系统与非调管或运维的厂站端之间宜采用信息直采直送方式。3.0.8电能量计量主站系统与厂站端电能量远方终端间的信息传输应采用纵向认证和加密措施，保障数据安全。4.1.1电能量计量主站系统负责存储和管理远程采集到的电能4.1.3系统应实现下列基本功能：当时未采集或其他原因采集不正常的电能量进行自动补采统计，和用户人工触发时进行某一时段的电能量统计计算；可实现母线3线损分析功能，实现利用电能量数据以及公共电网模型，对分区、分压、分元件等不同类别的线损电量及电能平衡的线平衡。模式、电网结构的变化及结算点的调整。5电量旁路替代功能，实现根据旁路开关变位信息和旁路电量变化情况判断旁路事件的发生和结束，并根据旁路开始时间和结束时间处理电能量的替代统计，实时更新统计计算结果。4.1.4系统宜实现下列高级应用(拓展)功能：于CIM/XML/SVG电网模型、厂站单线图，进行模型的同步维4运行指标统计与分析功能，实现对厂站端各项运行指标，采集成功率等进行统计和分析，用于监测系统采集状况。4.1.5系统可实现下列高级应用(拓展)功能：报文解析等信息对故障类型和发生位置进行自动研判，给出原因站及相关厂站运维人员。筛选，分析数据基于电能量数据和电网运行数据。3数据深度挖掘功能，实现运用先进技术手段对电子化交易4.2硬件配置要求4.2.1硬件配置应遵循冗余化配置原则，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，并能自动切换。同种类型的冗余设备宜安装于不同屏柜中。4.2.2应选用符合国家现行标准的、通用的、先进可靠的硬件设4.2.3计算机系统应在满足电能量计量主站系统功能和技术要求4.2.4系统功能和性能指标应与调度管辖范围内的电网规模相类型及数量、电能量计量主站系统与其他系统的数据交换类型及数量，并应考虑未来10年内系统发展的需要。4.2.5电能量计量主站系统与调度端其他主站系统集成建设时，硬件设备应由调度端其他主站系统统一配置。4.2.6硬件配置宜包含下列类型：4前置通信设备，包括前置网络设备，用于接入E1通道的4.2.7硬件配置应遵循下列要求：1根据电能量计量主站系统独立建设或集成建设模式所需下条件确定主站系统的硬件配置规模：3)与其他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)通道的数量及传送速率；6)计算机CPU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；源模块故障时设备功能应不受影响；其他设备宜采用静态切换装置实现两路电源供电。3计算机配置应满足下列要求：1)重要应用服务器应冗余配置，运行关键应用的服务器应满足N-1要求；2)服务器宜采用机架式结构，在满足性能要求及散热条件3)服务器硬盘应冗余配置，并支持RAID0、RAID1、采用先进技术的CPU,宜配置高分辨率显示器及相应显1)宜按SAN方式配置，可根据需要配置支持SAN和NAS2)磁盘阵列应配置冗余控制器及SAN交换机，控制器及3)磁盘阵列初始容量配置应至少满足5年内的容量需求；5)电能量计量主站系统与调度端其他主站系统集成建设5网络设备配置应满足下列要求：1)系统网络应至少包括主干网、前置网以及管理信息大区6前置通信设备配置应满足下列要求：1)应根据接入的通道类型配置相应的通道接入设备，支持1应遵循基于SOA架构、分层构件化及应用模块化的硬件平台及不同操作系统上的分布式部署，在不同平台上的界面及操作风格应基本一致；部门检测认证的安全加固操作系统和数据库；5电能量计量主站系统采用与调度端其他主站系统集成建的产品，应支持部署探针(Agent),支持64位操作系统；4系统宜配置集群软件用于支持数据库等以集群方式运行；5系统宜配置一套完整的应用程序开发和调试工具；6系统可配置存储各种带时标电能量数据的时间序列数据7系统可配置集成各应用功能模块的服务总线；8系统可配置实现消息和数据实时传输的消息总线；9系统可配置实现统一的系统管理和公共服务功能的平台10系统可配置文本语音合成(TTS)、短信收发、电话呼叫、网络管理等软件。4.4.1系统设计使用年限不应小于10年。4.4.2系统采集处理的电网规模、数据库容量应按照调度管辖范围内所在电网确定，并至少满足10年发展需求。4.4.3系统数据库应支持历史数据存储年限不应小于3年，关键数据存储年限不应小于10年。4.4.4系统服务器、网络设备等MTBF应大于25000h。4.4.5电网正常情况下主要节点(服务器)CPU负载不应大于30%,电网事故情况下主要节点(服务器)CPU负载不应大于50%。4.4.6任何情况下，系统主局域网的平均负荷率不应大于20%;主局域网双网以分流方式运行时，每一网络的负载率不应大于15%,一网故障时，单网负载率不应大于30%。4.4.7系统可用率不应小于99.9%。4.4.8画面响应时间不应大于2s。5.1计量点设置原则5.1.1关口计量点原则上应设置在购售电设施产权分界处或合5.1.3发电企业的启动/备用变压器高压侧、厂用外引电源进线两侧应分别设置关口计量点。电公司的产权分界点应设置关口计量点。交流变电站进线侧应设置关口计量点。5.1.10电网经营企业、发电企业可根据内部经济技术分析需求合理设置其他考核计量点。5.2.1关口计量点应按主副表配置准确度等级为有功D级、无功1.0级电能量计量表。5.2.2考核计量点应按单表配置准确度等级为有功D级、无功1.0级电能量计量表。5.2.3其他点宜按单表配置准确度等级为有功C级、无功2.05.2.4电能量计量装置应按计量点配置电能量计量专用电压0.2级、电流0.2S级互感器或专用二次绕组，并不得接入与电能5.2.5电能量计量专用电压、电流互感器或专用二次绕组及其二次回路应有计量专用试验接线盒。试验接线盒与电能量计量表应按一表一盒的接线方式配置，并且试验接线盒宜安装在电能计量柜正面电能量计量表的下方位置。5.2.7扩建厂站或分期建设电源项目新增计量点电能量计量表配置除参照前期既定原则外，还应符合现行有关标准与文件的5.2.9厂站端应配置一套电能量远方终端，根据需要可配置主、电能量计量表信息。5.2.10厂站端电能量远方终端与电力用户用电信息采集系统如5.2.12电能量计量表应安装在专用电能计量柜中。电能量远方终端宜单独组柜，亦可与电能量计量表共同组柜。5.3.1电能量计量表应符合下列规定：4在标称值的0.05%～120%的测量范围内，应保持准确度5应具有最大需量的测量和存储。7当脉冲以继电器触点输出时，触点电压范围为DC(24~220)V,触点电流为1A,寿命为2.5×10¹0次。8当以数据通信方式输出时，应具备至少2个RS485接口，通信规约应符合现行行业标准《多功能电能表通信协议》DL/T645、《电能信息采集与管理系统第4-5部分：通信协议——面向10电能量计量表应配有标准光通信口，可由手持式电能量11电能量计量表应具有数据冻结命令的接收功能。12电能量计量表应配有后备电池，最大连续工作时间应为13电能量计量表具有积分周期，积分周期应为1min~60min由用户自选。以1min为积分周期时，电能量计量表应能存储7天以上的数据。14电能量计量表具有直接远传功能时，必须具有各种通信规约的接口。15电能量计量表应具有符合现行行业标准《电压失压计时5.3.2电能量远方终端应符合下列规定：1电能量远方终端应采用19英寸标准机架式结构或壁挂式2电能量远方终端应满足现行行业标准《电能量远方终端》3采集电能量数据点不应小于80个，内存容量不应小于256MB,积分周期为1min时应能连续存储7天～10天的数据。4应具有两种积分周期分别采集电能量，积分周期应为5电能量远方终端应同时具备脉冲输入和数据输入两种方抖动和干扰误动。7电能量远方终端应以向电能量计量表发送冻结命令方式8具有就地操作按钮和便携式PC机插入接口，可通过按钮或PC机对各种运算方式和参数进行修改和设定。等设备状态进行监测和逻辑判断的功能。10电能量远方终端能接收主站的时钟召测和对时命令，对时误差不应大于5s,亦可与站端时间同步系统对时。终端时钟24h内走时误差不应大于0.5s。具备多个时钟源时，电能量远方终端应响应唯一的时钟源，优先采用站端统一时钟系统对时。11电能量远方终端应具有自检功能，发生故障或者事件后可向主站端和当地告警，亦可将电能量计量表的故障信号传至主站端。12电能量远方终端应配置不少于2个上行通信接口，与主站端通信方式应适用于电话拨号网和专用通道。传输规约应符合现行行业标准《远动设备及系统第5部分：传输规约第102篇：电力系统电能累计量传输配套标准》DL/T719的规定，并具备网络通信接口，支持传输控制协议TCP/IP等协议。13具有密码设计和权限管理功能，防止非法操作。14装置程序应具有自动恢复功能。16电能量远方终端应具有和监控后台通信的能力。17电能量远方终端用于智能变电站时，应满足现行行业标5.3.3电能量现场监视设备应符合下列规定：1各类发电厂可配置电能量现场监视设备，以实现电厂上网2收集发电厂内相应电能量计量点(如发电机、厂用电等)的5.4.1接入中性点绝缘系统的电能量计量装置应采用三相三线有功、无功或多功能电能量计量表，其2台电流互感器二次绕组与电能量计量表之间应采用四线连接。接入非中性点绝缘系统的电能量计量装置应采用三相四线有功、无功或多功能电能量计量表，其3台电流互感器二次绕组与电能量计量表之间应采用六线5.4.2装有电能量计量表的测点，应配置电能计量专用电压、电并不得接入与电能计量无关的设备。当受TA绕组条件限制时，电能量计量表宜与测量仪表共用电流互感器二次绕组，电能量计量表应接入电流互感器绕组最前端。5.4.335kV以上电能量计量装置的电压互感器二次回路不应装设隔离开关辅助接点，但可装设快速自动空气开关。35kV及以下电能计量装置的电压互感器二次回路，计量点在电力用户侧时不应装设隔离开关辅助接点和快速自动空气开关等；计量点在电力企业变电站侧时可装设快速自动空气开关。空气开关与电能量计量表应按一对一原则配置。路之间不应有电的联系，以保证各电压互感器的专用二次回路互5.4.5采用直流中间继电器做电压切换元件、电源电压为直流220V时，中间继电器的绕组线径不应小于1.5mm²,以防止继电5.4.7电能计量用电流互感器一运行中的实际负荷电流达到电流互感器额定值的60%左右，S级不应小于20%。否则，应选用高动热稳定电流互感器，以减小5.4.8互感器二次负荷的选择应保证接入其二次回路的实际负荷在25%～100%额定二次负荷范围内。实际二次负荷的计算宜按照现行行业标准《电流互感器和电压互感器选择及计算规程》DL/T866的计算方法确定。电流互感器额定二次负荷的功率因数应为0.8～1.0,电压互感器二次功率因数应与实际二次负荷的功率因数接近。5.4.9电压互感器二次回路的连接导线应采用铜质单芯绝缘线，对电流二次回路，连接导线截面积应按电流互感器的额定二次负荷计算确定，不应小于4.0mm²;对电压二次回路，二次回路电压降不应大于额定二次电压的0.2%,导线截面面积不应小于4.0mm²。5.4.10电流互感器二次回路导线截面A可按下式计算：A=p×L×10⁶/Z₁(mm²)(5.4.10)L——二次回路导线单程的长度(m);Z连接导线单程的阻抗(Ω),可忽略电抗，仅计及电阻。5.4.11电能量计量表专用互感器二次回路可设置TV(含单相、源消失等现场报警信号。5.4.12电气主接线为双母线带旁路接线方式时，应向主站端发送旁路断路器代路信号。5.4.13电能量计量设备专用电源回路，应提供电源失电或电源运行状态信号。5.4.14电能量计量表输入回路应装设仪表用专用电压、电流试验端子。5.4.15电能量计量表输入回路电缆应采用屏蔽电缆，由一次设引出的二次电缆的屏蔽层应在就地端子箱处一点接地。就地端子箱至电能量计量表之间的二次回路电缆屏蔽层应两端接地。5.4.16当电能量计量表与电能量远方终端之间的连接距离不满足传输要求时，应采用光纤连接。5.4.17分布式电源电能量计量装置宜配置专用的整体式电能计电压互感器分柜安装时，电能量计量表应安装在电流互感器柜内。5.4.18当专用电压互感器或专用绕组二次回路必须接入开关接5.4.19当电压回路电压降不能满足电能量计量表的准确度要求计量表专用的熔断器或自动开关。5.4.20在3/2断路器接线方式下，参与“和相”的2台电流互感子排处并联，在并联处一点接地。无电路直接联系的电流回路宜在配电装置处经端子排接地。5.4.21电能量计量表柜内宜设置交流试验电源回路以及电能量计量表专用的交流或直流电源回路。电力用户侧的电能量计量表设置单独的电能量远方终端柜。5.4.22电能量计量表的专用电流互感器二次回路不宜取自油浸式高压设备。5.4.23电能量计量点电流互感器、电压互感器的配置应按现行行业标准《电流互感器和电压互感器选择及计算规程》DL/T8665.4.24电流互感器、电压互感器各自的进线端极性应一致。6信息传输及安全防护6.1.2调度数据网通道应满足下列要求：1调度端之间网络通道带宽不应小于100Mbps;2厂站端接入通道带宽不应小于2Mbps。6.1.3专线通道应满足下列要求：1E1网络专线通信速率为2Mbps,对于调度数据网仅单平面覆盖又有电能量计量备用通道需求的站点，优先采用E1专线；2数字接口通信速率为2400bps～9600bps;3模拟接口通信速率为1200bps～9600bps;6.1.4通信协议应满足下列技术要求：统第5部分：传输规约第102篇：电力系统电能累计量传输配套标准》DL/T719或《电能信息采集与管理系统第4-5部分：通信协议——面向对象的数据交换协议》DL/T698.45通信2厂站端电能量远方终端与电能量计量表之间宜采用现行与管理系统第4-5部分：通信协议——面向对象的数据交换协6.2.1电能量计量系统应布置在生产控制大区的安全区Ⅱ,并遵能量计量主站系统应用及服务均部署在安全区Ⅱ,需要提供Web服务时，应将数据导出到安全区Ⅲ的Web服务器；厂站端装置部署在生产控制大区的安全区Ⅱ。1电能量计量系统使用电力调度数据网，应部署在生产控制大区的非生产控制区使用非实时VPN;2电能量计量系统使用公用通信网络、无线通信网络以及处于非可控状态下的网络设备与终端等进行通信，应设立安全接3安全接入区应配置专用的公网前置机，不得与生产控制大区共用专网前置机。公网前置机应当使用经国家指定部门认证的安全加固的操作系统，并采取严格的访问控制措施。6.2.3横向隔离应满足下列要求：1生产控制大区与管理信息大区的网络边界处应设置电力专用正、反向安全隔离装置进行单向物理隔离；2生产控制大区与安全接入区的网络边界处应设置电力专用正、反向安全隔离装置进行单向物理隔离；3管理信息大区的生产管理区与管理信息区之间应采用硬件防火墙、具有ACL访问控制功能的交换机或路由器等设施进行逻辑隔离，生产管理区与管理信息区之间的访问控制策略原则上只允许生产管理区业务模块主动与管理信息区业务模块建立连接，不允许从管理信息区反向访问生产管理区业务模块。6.2.4纵向认证应满足下列要求：1生产控制大区与调度数据网的纵向连接处应部署电力专用纵向加密认证装置，采用电力专用密码与认证技术；2在安全接入区与公用通信网络或无线通信网络之间应部署加密认证措施，实现电能量远方终端或电能量计量表到安全接入区之间通信数据加密。6.2.5电能量计量系统应具备接入安全管理中心的能力，实现对警和量化分析。7与其他系统的关系7.0.1电能量计量主站系统应能够与调度自动化系统、电力现货交易系统、调控云系统和电力用户用电信息采集系统等进行信息7.0.2同属调控中心管理的相同安全区系统与电能量计量主站进行数据交互，同属调控中心管理的不同安全区系统与电能量计量主站系统之间应采用E文件方式进行数据交互。7.0.3非调控中心管理的系统应由管理信息大区实现与电能量计量主站系统的数据交互。8.0.1电能量计量主站系统供电电源应满足下列要求：2当独立配置冗余UPS电源时，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。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不应超过30%。3具备双电源模块的装置或设备，两个电源模块应由不同UPS供电；对单电源设备应配置静态切换装置。8.0.2厂站端电能量计量表应采用厂站内UPS或直流电源供1时间同步系统应提供脉冲信号、IRIG-B码、网络时间等信号类型；2时间同步系统应具备网络对时功能，支持NTP/SNTP时钟同步协议；3时间同步系统应具备接收多种卫星时钟源和地面同步网4在守时12h状态下的时钟源时间准确度不大于lμs/h。8.0.4电能量计量主站系统设备应部署在专业机房内，机房温、8.0.5电能量计量系统的接地应符合现行国家标准《交流电气装置的接地设计规范》GB/T50065的规定。本标准用词说明1为便于在执行本标准条文时区别对待，对要求