调度自动化继电保护设备及附属设施技术改造施工原则

调度自动化继电保护设备及附属设施技术改造施工原则

1.1规范性引用文件

GB/T14285-2006继电保护和安全自动装置技术规程

DL/T516-2006电力调度自动化系统运行管理规程

DL/T5149-2001220-500kV变电所计算机监控系统设计

技术规程

DL/T995-2006继电保护和电网安全自动装置检验规

程

DL587-2007微机继电保护装置运行管理规程

DL/T623-2010电力系统继电保护及安全自动装置运

行评价规程

DL/T584-20073kV~110kV电网继电保护装置运行整

定规程

DL/T559-2007220kV~750kV电网继电保护装置运行

整定规程

Q/GDW680-2011智能电网调度技术支持系统系列标准

Q/GDWZ461-2010地区智能电网调度技术支持系统应用

功能规范

Q/GDW140-2006交流采样测量装置运行检验管理规程

Q/GDW213-2008变电站计算机监控系统工厂验收管理

规程

Q/GDW131电力系统实时动态监测系统技术规范

Q/GDW679智能变电站一体化监控系统建设技术

规范

Q/GW231-2008无人值守变电站及监控中心技术导则

Q/GDW161线路保护及辅助装置标准化设计规范

Q/GDW175变压器、高压并联电抗器和母线保护及

辅助装置标准化设计规范

Q/GDW383-2009智能变电站技术导则

Q/GDW441-2010智能变电站继电保护技术规范

国家电网调[2009]38号电网调度系统安全生产保障能力

评估

调继[2012]277号基于DL/T860的故障录波装置与

故障录波主站通信模型、接口定义规范（报批稿）

调继[2012]131号继电保护状态评价导则

调自[2012]101号变电站调控数据交互规范

1.2术语和定义

1）调度自动化系统

调度自动化系统（以下简称自动化系统）是电力系统的

组成部分，是确保电力系统安全、优质、经济运行的基础设

施，是提高电力系统运行水平的重要技术手段，由主站系统、

子站设备和数据传输通道构成。

2）主站系统

主站系统是指国、网、省、地、县（配）各级调度机构

主站的自动化系统及其备用系统，主要包括：

a）电网调度控制系统，通常包括基础平台和实时监控与

预警、调度计划及安全校核、调度管理等应用（参见Q/GDW

680系列标准）；

b）配电网调度自动化主站系统；

C）相量测量系统（WAMS）；

d）电力二次系统安全防护主站设备；

e）主站系统相关辅助设备，通常包括调度模拟屏和大屏

幕设备、时间同步装置.、电网频率采集装置、运行值班报警

系统、远动通道检测和配线柜、专用的UPS电源及配电柜、

机房专用空调等0

3）子站设备

子站设备是指变电站、开关站、牵引站、换流站等各类

厂站的自动化系统和设备，主要包括：

a）厂站监控系统、远动终端设备（RTU）及与远动信息

采集有关的变送器、交流采样测控装置、相应的二次回路；

b）电能量远方终端；

c）配电网调度自动化系统远方终端；

d）二次系统安全防护设备；

e）相量测量装置（PMU）；

f）计划管理终端；

g）时间同步装置；

h）自动电压控制（AVC）子站；

i）向子站自动化系统设备供电的专用电源设备；

j）连接线缆、接口设备及其他自动化相关设备。

1）数据传输通道

自动化数据传输通道主要包括自动化系统专用的电力调

度数据网络、专线、电话拨号等通道。

推进调度自动化系统技术水平、装备水平、运行水平的提升。

1.3.1.1.2不满足超高压和各级电网安全稳定运行需要，不

满足公司“三集五大”体系建设需要的调度自动化系统优先

进行系统功能、设备性能和可靠性提升等方面的改造。

1.3.1.1.3不满足备用调度体系建设要求调度自动化系统，

优先进行改造。

1.3.1.1.4公司省级及以上调度未建成智能电网调度一体

化平台，未实现实时监控与预警、调度计划、安全校核、调

度管理四类业务应用的，应进行改造。

1.3.1.1.5公司省级及以上调度仍有独立的调度管理系统

宜进行改造。

1，3.1.1.6公司地县级调度控制未实行规范化建设，未实现

实时监控与分析、调度计划、调度管理三类应用，不具备支

撑调控一体化等运行模式的调度自动化系统应进行改造。

1.3.1.1.7公司系统未实行地县调备用体系建设的，应按照

地县备用调度体系建设要求进行改造。

1.3.1.1.8电力二次系统安全防护分区及设备部署不满足

国家电监会和国家电网公司相关规定要求的应进行改造。

1.3.1.1.9依据公司对调度二次安全防护工作要求，按照电

力二次系统安全防护坚持横向隔离、纵向认证的原则，在调

度自动化系统主站大修、技改中同步建设正反向隔离装置、

防火墙、拨号认证设备、入侵检测设备、病毒防护系统、日

志审计、证书系统等。调度自动化系统主站与子站的通信须

经纵向加密认证装置。各种电力二次系统安全防护设备接入

内网安全监视平台。

1.3.1.1.10未实现生产控制大区网络的内网安全监视和

UOkV及以上厂站的安全监视，未建设内网安全监视平台应

进行改造。

1.3.1.1.11电网调度自动化主站系统投运8年的，可安排改

造，工作站运行5年后可予更换。

1.3.1.1.12调度自动化主站系统的前置子系统容量、数据采

集与监控对象的总容量应满足未来5年发展的需要，不满足

要求的应予扩容改造。

1.3.1.1.13调度自动化主站系统基砧平台和四大类应用功

能不满足智能电网调度技术支持系统系列标准功能需求和

性能要求，宜安排升级或改造。

1.3.1.1.14调度自动化主站系统应部署可信计算功能，不满

足要求的应予改造。

1.3.1.1.15调度自动化主站系统应配备专用的不间断电源

装置(UPS),UPS的交流供电电源应采用来自不同电源点的

双路电源供电，UPS电源容量在满载后应留有40%以上的供

电容量，UPS交流失电后的供电持续时间应大于2小时，UPS

应采用双主机配置，不满足要求的应予改造。

1.3.1.1.16无人值班变电站监控信息不满足变电站调控数

据交互规范以及典型信息表要求，应根据无人值班技术要求

进行改造。

1.3.1.1.17330kV及以上变电站未配置PMU设备的应进行改

造。

1.3.1.1.18变电站不满足无人值守要求的厂、站自动化系

统，应进行改造C

1.3.1.1.19未实现调度数据网骨干网双平面，应进行改造。

1.3.1.1.20330kV及以上未配置两套独立调度数据网络接入

设备、110kV及以下未配置调度数据网络设备的厂站，应进

行改造。

1.3.1.1.21未实现与调度数据网同步建设二次安全防护设

备，llOkV及以上厂站未部署安全策略的，应安排改造。

1.3.1.1.22未建设配网抢修指挥平台，或平台不能共享配电

自动化、调度管理、检修管理、用户采集和保修等各类信息,

应安排新建或改造。

1.3.1.1.23根据运行情况，对330kV误差精度超过0.2级及

以上、llOkV超过0.5级的测控单元实施改造。

1.3.1.2继电保护和安全自动装置

1.3.1.2.1凡无法通过升级软件、更换插件满足电网技术和

运行要求的保护和安自装置，应进行改造。

1.3.1.2.2

1.3.1.2.3对电磁型、晶体管型、集成电路型保护和安自装

置，优先安排微机化改造。

1.3.1.2.4达到或超过微机继电保护装置运行管理规程中

使用年限要求的保护和安自装置，优先安排改造。

1.3.1.2.5制造厂家不再提供技术支持及备品备件的保护

和安自装置，应进行改造。

1.3.1.2.6不满足变电站无人值班信息监控要求的保护和

安自装置，应进行改造。

1.3.1.2.7对常规厂、站线路纵联保护进行改造时，宜按照

型号一致的原则，同时安排线路各侧纵联保护进行改造，改

造为纵联电流差动保护时，各侧保护型号应保持一致。

1.3.1.2.8光纤通道条件具备时，对运行超过6年的电力载

波或微波通道型线路纵联保护应进行改造，优先改造为光纤

纵联电流差动保护；当电网运行有特殊需求时，如应用于同

杆并架的纵联距离（方向）保护，可缩短改造周期。

1.3.1.2.9当线路装设串联电容补偿装置时，对不满足技术

要求的本线及相邻线路保护装置，应进行改造。

1.3.1.2.10为适应变电站无人值守要求，宜对无法实现通

道自动测试的载波线路纵联保护进行改造。

1.3.1.2.11除终端负荷变电站外，330kV及以上电压等级

厂、站的母线保护应按双重化配置，不满足要求的应进行改

造。

1.3.1.2.12对功能不完善的母线保护，如双母线接线形式母

线保护缺失电压闭锁功能等，应进行改造。

1.3.1.2.13通过升级软件、更换插件

1.3.1.2.14UOkV及以上电压等级的母联、母线分段断路器

应按断路器配置专用的、具备瞬时和延时跳闸功能的过电流

保护装置，不满足条件的应进行改造。

1.3.1.2.15对3/2接线厂、站内同一串断路器保护型号不一

致时，宜按照型号一致原则进行改造。

1.3.1.2.16对不符合线路保护及辅助装置标准化设计规范、

变压器、高压并联电抗器和母线保护及辅助装置标准化设计

规范要求的保护设备，宜逐步进行改造。

1.3.1.2.17采用非嵌入式系统的故障录波器、二次设备在线

监视与分析模块子站，应结合运行年限和运行工况，加快嵌

入式设备改造。

1.3.1.2.18通过更换插件、升级软件方式仍无法满足组网

要求的故障录波器，应进行改造。

1.3.1.2.19对硬件配置、通讯规约、安全防护等不满足二

次设备在线监视与分析需求的二次设备在线监视与分析模

块子站设备，应逐步进行改造。

1.3.1.2.20对于工控机型的电网安全稳定控制装置，应逐步

进行改造。

1.3.1.2.21对通过升级软件、增配硬件等方法仍不能满足调

控运行的继电保护生产技术支持系统模块，应进行改造。

1.3.1.2.22在与本原则其他条款不冲突的前提下，对运行年

限不足8年的保护和安自装置，原则上不予整体更换。

1.3.1.2.23依据电网稳定分析计算要求，对不满足运行要求

的稳控系统行改造。

L3.2运行环境

1.3.2.1调度自动化

1.3.2.1.1因安全标准提高，导致运行环境不能满足安全要

求的，应根据安全技术标准要求，进行运行环境优化改造。

1.3.2.1.2变电站自动化系统硬件设备必须具备抗强电场、

强磁场、静电干扰的能力，并应有防止雷电冲击和系统过电

压措施，不满足要求的应进行改造。

1.3.2.1.3调度自动化主站系统机房温度、湿度、接地电阻

等运行环境应符合设计规程要求，不满足要求的应予改造。

1.3.2.1.4各级调度自动化机房不具备动力环境监测和机

房视频监视的，应进行动力环境监测和机房视频监视升级、

扩容或新建改造。

1.1.1.1.1各级调度自动化机房不满足信息安全等级保护

条件要求的，应进行改造。

1.1.1.2继电保护和安全自动装置

1.1.1.2.1通过升级软件、更换插件无法满足规定运行温度

要求的智能变电站内保护和安自装置相关智能组件，应进行

改造。

1.1.1.2.2保护和安自装置进行改造时，对相关的不满足抗

干扰、防火、抗外力破坏等要求的二次电缆和不满足防尘、

防潮、防雨、温控等要求的端子箱、智能控制柜等辅助设备,

应同时进行更换。

1.1.2设备缺陷

1.1.2.1调度自动化

1.1.2.1.1变电站自动化系统存在家族性缺陷且经论证后

无法修复的自动化系统，应进行改造。通过状态评价及风险

评估认定为注意和异常状态，且通过检验确认无法修复的自

动化系统，应进行改造。

1.1.2.1.2厂家不再提供备品备件和后续技术支持的自动

化系统设备，应逐步安排改造。

1.1.2.1.3变电站自动化系统的计算机等主要设备达到或

超过设备使用年限要求，硬件配置和性能指标不满足变电站

运行信息需要的，应进行改造。

1.1.2.1.4变电站自动化系统应具备电压无功自动控制功

能，不满足要求的应进行改造。

1.1.2.1.5330kV及以上变电站的远动通信装置应双机配

置，采用互为热备或双主机工作方式，不满足要求的应进行

改造。

1.1.2.1.6同步相量数据传输格式采用Q/GDW131,当同一

厂站内有多个PMU装置时，应设置通信集中处理模块，汇集

各PMU装置的数据后再与计算机监控系统通信，不满足条件

应安排改造。

1.1.2.1.7UOkV及以上计算机监控系统应配置全站统一时

间同步系统，为保护、测控单元等设备提供精确的时间同步

信号，不满足条件的应进行改造。

1.1.2.1.8站内二次设备的对时精度应满足事件顺序记录

分辨率的要求，不满足条件的设备应进行改造。

1.1.2.1.9变电站自动化系统网络通信应采用双机双卡分

别接入双网；对于不支持网络方式的应用系统，可选用路由

器串口方式或保持现有专线方式进行过渡；不满足要求的，

应安排改造。

1.1.2.1.10变电站远动装置、监控系统主机及其测控单元、

变送器等自动化设备应采用冗余配置的不间断电源(UPS)或

站内直流电源供电，不满足要求的应安排改造。自动化主站

系统应配备专用的不间断电源装置(UPS),UPS的交流供电

电源应采用来自不同电源点的双电源供电，U