DL／T 5002-2021标准规范下载简介

DL／T 5002-2021 地区电网调度自动化设计规程.pdf

续表 A. 0. 1

续表 A. 0. 1

B.1.1变电站与相关调度端应交互下列 SCADA信息

变电站应向相关调度端上送的遥测量： 1)变压器各侧有功功率和无功功率、高压侧三相电流、三相 电压、分接头档位； 2）线路有功功率和无功功率及三相电流、三相电压； 3)母联和分段断路器三相电流，必要时测有功功率和无功 功率； 4)旁路断路器的测量内容与线路相同； 5）各段母线三相线电压及母线频率； 6)变电站电源系统电压值：站用变各段母线电压、直流系统 各段母线电压、蓄电池电压、通信电源电压； 7变压器油温、绕组温度； 8)智能变电站户外柜的温度及湿度； 9）线路并联电抗器组无功功率、油温； 10）设置串联补偿装置的线路电流： 11)主变压器低压侧的并联电抗器、电容器组总回路的无功 功率。 变电站宜向相关调度端上送下列遥测量： 1）联络变压器各侧电流； 2）运行中可能过负荷的自耦变压器公共绕组电流； 3）由调度端监视的中枢点母线电压； 4）长距离输电线路末端电压。 变电站应向相关调度端上送下列遥信量：

青岛市即平高速实施性施工组织设计1)线路、母联、旁路和分段断路器位置信号； 2）变压器和无功补偿装置断路器位置信号； 3）变电站事故总信号及间隔事故总信号； 4反映电力系统运行状态的各电压等级的隔离开关、接地 刀闸位置信号； 5）线路主要保护、重合闸动作信号和保护通道运行状态； 6）母线保护动作信号； 7断路器失灵保护动作信号； 8）短引线保护动作信号； 9）变压器以及无功补偿装置主要保护动作信号； 10备自投装置动作信号； 11）频率电压紧急控制装置动作信号； 12）失步解列装置动作信号； 13稳控装置动作信号； 14）开关三相不一致跳闸信号； 15)冷却控制状态； 16保护装置压板投退； 17)SOE信息。 4变电站宜向相关调度端上送下列遥信量： 1)与小容量机组连接的长距离输电线路过电压保护信号； 2）调度范围内的通信设备运行状况信号； 3）影响电力系统安全运行的越限信号； 4）线路保护装置运行故障信号。 5调度端根据需要向变电站传送下列遥控或遥调命令： 1)断路器分合； 2)隔离开关分合； 3）中性点接地刀闸控制； 4）无功补偿装置投切； 5有裁调压亦压熙地头调节

6）继电保护设备软压板投/退； 7)继电保护设备定值设定、修改和定值区切换。

7)继电保护设备定值设定、修改和定值区切换。 .2发电厂与相关调度端应交互下列SCADA信息： 1发电厂应向相关调度上送下列遥测量： 1发电机、厂用高压变压器和启动备用变压器有功功率、无 功功率、机组机端电压； 2)变压器各侧有功功率和无功功率、高压侧三相电流、三相 电压、分接头档位： 3）线路有功功率和无功功率及三相电流； 4)母联和分段断路器三相电流，必要时测有功功率和无功 功率； 5）各段母线三相电压及母线频率： 6）水电厂上、下游（池）水位； 7汽机供热流速。 2发电厂宜向相关调度端上送下列遥测量： 1）发电机有功功率、无功功率； 2）厂用总有功功率、总无功功率。 3发电厂应向相关调度端上送下列遥信量： 1)线路、母联、旁路和分段断路器的位置信号； 2）变压器和无功补偿庄子的断路器位置信号； 3）发电厂的事故总信号及间隔事故总信号； 4)可能转为调相运行的发电机组和抽水蓄能机组的运行状 态信号； 5）电力系统自动调节装置运行状态信号（如水电站成组调 节装置、火电厂机炉协调控制装置等）； 6）线路主要保护、重合闸动作信号和保护通道运行状态； 7）母线保护动作信号； 8）断路器失灵保护动作信号； 9）短引线保护动作信号；

10）变压器主要保护动作信号； 11)SOE信息。 4发电厂宜向相关调度端上送参与AGC的发电机组热力 系统重要事故信号。 5调度端根据需要向发电厂传送下列遥控或遥调命令： 1)断路器分合； 2）隔离开关分合； 3）发电厂功率调节装置远方投切； 4）有载调压变压器抽头调节； 5）水轮发电机启动/停止和调节； 6）继电保护设备软压板投/退； 7)继电保护设备定值设定、修改和定值区切换。 B.1.3新能源场站与相关调度端交互的SCADA信息除涵盖本 标准第B.1.2条相关内容外，还应包括下列内容： 1风电场应向有关调度端上送下列遥测量： 1)并网线路有功功率、无功功率、三相电流； 2）集电线有功功率、无功功率； 3）主变低压侧有功功率、无功功率、低压侧电流； 4)站用变及接地变各侧有功功率、无功功率、三相电流； 5）无功补偿装置无功功率、A相电流； 6)母联有功功率、无功功率、A相电流； 7）测风塔温度、湿度、气压； 8)测风塔10m、30m、风电机组轮毂中心高处、测风塔最高 处四个测点实时测量风速、风向信息； 9风电场正常发电容量、台数； 10）风电场限功率容量、台数； 11）风电场待风容量、台数； 12）风电场停运容量、台数； 13风电场通信中断容量、台数；

14）实际开网容量； 15）当前风速下风电场机组可调有功上限、下限； 16）各段高压母线可增无功、可减无功； 17)风机有功功率、无功功率、电流、线电压、风向、温度。 光伏电站应向有关调度端上送下列遥测量： 1)并网线路有功功率、无功功率、三相电流； 2)集电线路有功功率、无功功率； 3）主变低压侧有功功率、无功功率、低压侧电流； 4)站用变及接地变各侧有功功率、无功功率、三相电流； 5)逆变器无功功率、A相电流； 6)母联有功功率、无功功率、A相电流； 7）光伏电站正常发电容量、台数； 8）光伏电站限功率容量、台数； 9）光伏电站待光容量、台数； 10）光伏电站停运容量、台数； 11)光伏电站通信中断容量、台数； 12）实际并网容量； 13）当前光照下光伏电站机组可调有功上限、下限； 14）各段高压母线可增无功、可减无功； 15)光伏组件有功功率、无功功率、电流、线电压、日照度、 温度； 16)逆变器有功功率、无功功率，可发有功容量、无功容量。 风电场应向有关调度端传送下列遥信量： 1)风机运行状态（正常发电、限功率、待风、停运、通信中 断）； 2）风机低电压穿越功能投入。 光伏电站应向有关调度端传送光伏组件运行状态（电流、 玉、发电功率）的遥信量。

1储能站应向有关调度端上送下列遥测量： 1)并网线路有功功率、无功功率、三相电流、功率因数； 2)主变低压侧有功功率、无功功率、低压侧电流； 3)站用变及接地变各侧有功功率、无功功率、三相电流； 4)无功补偿装置无功功率、A相电流； 5）母联有功功率、无功功率、A相电流； 6)储能电池的最大放电功率允许值、最小放电功率允许值； 7）荷电状态、可充/可放电量； 8）充电电量、放电电量： 9）上网电量、下网电量等。 2储能站应向有关调度端上送下列遥信量： 1）并网点开断设备状态； 2）充放电状态； 3）充电闭锁信号、放电团闭锁信号； 4）是否充许控制信号； 5）AGC控制远方就地信号； 6）调度请求远方投人/退出保持信号。 B.2保护装置、安全自动装置、录波装置信息 .1发电厂、变电站应向相关调度端传送下列保护装置遥 ： 1各保护装置跳闸出口信号、装置故障、装置异常、通信中 通道异常等；

B.2保护装置、安全自动装置、录波装置信息

2安全自动装置告警信号； 宜采集安全自动装置压板投退信号。 B.2.3 发电厂、变电站应向相关调度端传送下列故障录波信息： 1 线路、母联及分段、主变各侧的电流、电压等； 2主保护动作信号、各间隔断路器位置等

B.3.1燃煤电厂宜向相关主站上传下列供热信息： 锅炉主蒸汽压力、温度、流量； 2 锅炉主给水压力、温度、流量； 3 锅炉预热器入口烟气氧量、瞬时给煤量、汽包压力、排烟 温度； 汽机主蒸汽进汽压力、温度、流量： 汽机至中压抽汽母管蒸汽压力、温度、流量； 6 汽机至低压抽汽母管蒸汽压力、温度、流量； 7 各个减温减压器出口至高压供热蒸汽母管蒸汽压力、温 度、流量； 8中压供汽母管蒸汽压力、温度、流量； 9低压供汽母管蒸汽压力、温度、流量。

B.4水电站综合监测信息

.4.1 水电站应向相关调度端上送下列综合监测信息： 1 水位； 2 降水量； 3 流量； 水轮机单机最大过水能力； 5 高程； 6 水头； 7 闸门开度、闸门状态。

4.2 水电站宜向相关调度端上送下列综合监测信息： 1 流域平均降水量； 2 库容； 3 水量； 4 洪量； 5 电站拦污栅压差； 6 水库水层温度。

B.5.1 风电场应向相关调度端上送下列综合监测信息： 1 风场测风塔不同高度实时风速； 2 风场测风塔不同高度实时风向； 3 风场测风塔实时温度； 4 风场测风塔实时湿度； 5 风场测风塔实时气压； 6 风电场功率预测系统的短期和超短期分段预测结果。 B.5.2 风电场宜向相关调度端上送未来72h风电场所在地区不 同高度的风速、风向、温度、湿度、气压等综合监测信息。

B.6光伏电站综合监测信息

B. 6. 1 光伏电站应向相关调度端上送下列综合监测信息： 1 光伏组件日照度； 2 光伏组件温度。 B. 6. 2 光伏电站宜向相关调度端上送下列综合监测信息： 1 总辐射辐照度、云量； 光伏组件湿度。

B.7变电站一次设备告警信息

1弹簧机构：弹簧未储能； 2液压机构：液压机构分合闸闭锁、合闸闭锁、重合闸闭锁 液压机构油压低告警、N2泄露告警及闭锁、油泵启动和打压超时 信号； 3气动机构：空气压力低分合闸闭锁、合闸闭锁、重合闸闭 锁、气泵气动和打压超时、气泵空气压力高告警； 4SF6断路器气压低告警及气压低闭锁； 5储能电机故障、加热器故障、分相机构三相不一致跳闸等 B.7.2 变电站宜向相关调度端上送互感器SF。气压低告警。 B.7.3变电站宜向相关调度端上送下列主变压器及高压电抗器 遥信量： 1 瓦斯跳闸及报警； 油温高告警； 3 压力释放告警； 4 油位异常告警。 B.7.4 变电站宜向相关调度端上送下列组合电器设备遥信量： 开关气室SF。气室告警； 2 其他气室SF。气室告警； 3 交流电源消失； 4 直流电源消失； 5 加热器异常等。 B.8变电站二次设备状态监测信息 B.8.1 变电站应向调度端传送下列二次设备状态监测信息： 1 站用电电源异常； 2直流系统接地、直流系统异常； 3 测控装置控制切换至就地位置； 4 消防装置火灾告警； 5合并单元检修状态、装置异常；

B.8变电站二次设备状态监测信息

8变电站二次设备状态监测信

B.8.1 变电站应向调度端传送下列二次设备状态监测信息： 站用电电源异常； 2 直流系统接地、直流系统异常； 3 测控装置控制切换至就地位置； 4 消防装置火灾告警； 5合并单元检修状态、装置异常；

6智能终端检修状态、装置异常； 7 交换机装置异常。 B.8.2 变电站宜向调度端传送下列二次设备状态监测信息： 1 站用电备自投动作、装置告警； 2 直流电源系统交流输入故障、控制装置通信中断； 站用电二次设备、直流电源系统总告警； 4 时钟同步装置运行状态和异常告警； 5 二次设备时钟信息。 B.8.3 变电站可向调度端传送下列二次设备状态监测信息： 1 测控装置告警； 2 通信网关告警； 消防装置故障告警； 4 消防装置高压脉冲防盗告警； 5 边界防盗告警； 相量测量系统异常； 7 故障录波装置、保护及故障录波信息管理系统异常； 监控逆变电源告警（如有）； 9 公共安全技术防范设备告警

B.9自动发电控制(AGC)信息

B.9.1 发电厂应向调度端上送下列自动发电控制遥测信息： 1 机组调节上限； 2 机组调节下限； 3 机组AGC指令返回值； 4 机组调节速率。 B.9.2 发电厂应向调度端上送下列自动发电控制遥信信息： 1 机组协调方式； 2 机组AGC请求； 3 机组AGC投入；

4燃机机组进入温控模式（如有）； 5 燃机机组非稳定燃机模式（如有）。 B.9.3发电厂应接收相关调度端下发下列自动发电控制遥控 遥调指令： 1机组AGC投人请求； 2机组 AGC目标值

10自动电压控制(AVC)信息

B.10.1发电厂与相关调度端应交互下列自动电压控制

1发电厂应向相关调度端上送下列自动电压控制遥测信息： 1)AVC电压设定返回值； 2）机组无功调节范围。 2发电厂应向相关调度端上送下列自动电压控制遥信信息： 1)AVC远方/就地控制； 2)机组AVC投入/退出； 3)机组AVC自动/手动； 4)机组AVC增磁闭锁； 5）机组AVC减磁闭锁； 6）机组励磁系统告警（低励/过励）； 7机组AVC异常； 8）机组励磁投退状态； 9）机组低励限制动作、过励限制动作； 10）机组V/Hz限制动作； 11)机组PSS投入状态； 12）定子电流过负荷限制动作； 13）新能源场站还需增加各段高压母线增无功闭锁、减无功 闭锁。 3发电厂应接收相关调度端下发下列自动电压控制遥控/遥 周命令：

1)机组AVC投入/退出； 2）AVC电压设定目标值； 3）新能源场站各段高压母线电压控制指令。 B.10.2变电站与相关调度端应交互下列自动电压控制信息： 1变电站应向相关调度端上送变电站变压器分接头档位的 自动电压控制遥测量。 2变电站应向相关调度端上送下列自动电压控制遥信量： 1）无功补偿装置断路器位置信号： 2）变电站AVC就地/远方控制信号。 3变电站接受调度端下发下列自动电压控制遥控/遥调命令： 1）无功补偿装置投切； 2）有载调压变压器抽头调节。

1）机组AVC投入/退出； 2)AVC电压设定目标值； 3）新能源场站各段高压母线电压控制指令。 B.10.2变电站与相关调度端应交互下列自动电压控制信息： 1变电站应向相关调度端上送变电站变压器分接头档位的 自动电压控制遥测量。 2变电站应向相关调度端上送下列自动电压控制遥信量： 1）无功补偿装置断路器位置信号： 2）变电站AVC就地/远方控制信号。 3变电站接受调度端下发下列自动电压控制遥控/遥调命令： 1）无功补偿装置投切； 2）有载调压变压器抽头调节。

1为便于在执行本标准条文时区别对待，对要求严格程度不 司的用词说明如下： 1）表示很严格，非这样做不可的： 正面词采用“必须”，反面词采用“严禁”； 2）表示严格，在正常情况下均应这样做的： 正面词采用“应”，反面词采用“不应”或“不得”； 3）表示充许稍有选择，在条件许可时首先应这样做的： 正面词采用“宜”，反面词采用“不宜”； 4)表示有选择，在一定条件下可以这样做的，采用“可”。 2条文中指明应按其他有关标准执行的写法为：“应符合 的规定”或“应按……执行”。

1为便于在执行本标准条文时区别对待，对要求产格程度不 同的用词说明如下： 1）表示很严格，非这样做不可的： 正面词采用“必须”，反面词采用“严禁”； 2）表示严格，在正常情况下均应这样做的： 正面词采用“应”，反面词采用“不应”或“不得”； 3）表示充许稍有选择，在条件许可时首先应这样做的： 正面词采用“宜”，反面词采用“不宜”； 4）表示有选择，在一定条件下可以这样做的，采用“可”。 2条文中指明应按其他有关标准执行的写法为：“应符合.. 的规定”或“应按……执行”。

《配电自动化系统安全防护技术导则》DL/T1936 《可再生能源发电站电力监控系统网络安全防护技术规范》DL/T 1941 《变电站监控系统设计规程》DL/T5149 《电能量计量系统设计技术规程》DL/T5202 《发电厂电力网络计算机监控系统设计技术规程》DL/T5226 《换流站二次系统设计技术规程》DL/T5499 《配电自动化系统信息采集及分类技术规范》DL/T5500 《换流站监控系统设计规程》DL/T5563 《风电功率预测系统功能规范》NB/T31046 《光伏发电站功率预测系统技术要求》NB/T32011 《电动汽车充电站及电池更换站监控系统技术规范》NB/T33005 《电化学储能系统接入配电网技术规定》NB/T33015 《水电工程水情自动测报系统技术规范》NB/T35003

中华人民共和国电力行业标准

地区电网调度自动化设计规程

DL/T5002—2021 代替DL/T5002—2005

《地区电网调度自动化设计规程》DL/T5002一2021，经国家 能源局2021年4月26日以第3号公告批准发布。 本标准是在《地区电网调度自动化设计技术规程》DL/T 5002一2005的基础上修订而成，上一版的主编单位是西北电力设 计院，主要起草人员是高希洪、崔玲、谢玉和、刘国华。 本次修订遵循的主要原则： 1.修编工作按照国家住房和城乡建设部《工程建设标准编写 规定》（建标【2008】182号）的要求进行。 2.以切实配合调度生产运行为主要目标。充分调研电力系 统各类运行管理机构在调度自动化方面的实际需求和运行模式， 力求修编后的技术规程设计的系统能够切实符合地区电网调度生 产运行的需要。 3.充分反映先进技术和工程经验。应用自动化新技术和科 技成果，特别是云计算、大数据、物联网、移动应用、人工智能及智 能调度方面的研究成果，总结近年来调控一体化、主配一体化、地 县一体化、省地协同、备调建设等方面的建设经验及发展趋势，体 现行业水平，更好地指导工程实践。 4.注重标准的通用性。通过对设计、运行单位和系统厂商进 行泛深入的调研工作，做到规程覆盖面宽，适用性强，体现共性 要求，兼顾不同地区电力系统调度运行、管理模式及业务需求，具 有一定的灵活性和兼容性。 5.注重标准的指导性和可操作性。力求新标准能够实现技 术上的先进性、经济上的合理性、实施上的可操作性三者的有机结 合。充分考虑电力系统调度业务与技术的发展，适度体现新一代

调控系统发展理念、技术方向、建设原则等，具有一定的前瞻性。 6.保证标准与现行其他标准的协调一致性。要求与现有相 关标准协调一致，做到格式规范、逻辑严谨、结构清晰、用词简明、 表述准确、规定明确。 为便于广大设计、施工、科研、学校等单位有关人员在使用本 标准时能正确理解和执行条文有关规定，《地区电网调度自动化设 计规程》编制组按章、节、条顺序编制了本标准的条文说明，对条文 规定的目的、依据以及执行中需注意的有关事项进行了说明。但 是，本条文说明不具备与标准正文同等的法律效力，仅供使用者作 为理解和把握标准规定的参考。

(57) 3 总体架构及要求 (58) 3. 1 总体架构 (58) 3.2 总体要求 (59) 4 调度端部分 (60) 4.1 系统总体要求 ( 60 ) 4.2 系统功能要求 (60 ) 4.3 系统技术要求· （60) 4.4 硬件配置要求· (61) 4.5软件配置要求 (61) 4.6安全防护要求· (61) 5厂站端部分 (62) 5.1信息采集原则及内容 (62) 6·信息传输及交互 (63) 6.2信息交互技术要求.. (63) 7基础设施 (64) 7.2技术要求 (64) 附录A调度端系统功能 (65)

1.0.2本条中的各类电源包括但不限于由地区电网调度管理或 运行维护的小水电站、光伏电站、风电场、生物质电厂、分布式电源 等；本条中的换流站包括常规高压直流换流站和柔性直流换流站； 本条中的充电站含电动汽车充电站及电池更换站。

3.1.3本条中地县一体化是指地区电网范围内地调与所辖县调

采用同一套调度自动化系统，主站系统在地级集中部署或地县分 布式方式部署。集中部署时，县调采用远程终端方式接人；分布式 方式部署时，县调只部署前置采集功能及SCADA功能，县调采用 本地终端方式接入。对设有县级调度的地区，推荐采用地县一体 化模式建设，以节省投资、方便运维。但如果县调本身规模较大、 运维实力较强，或者地、县之间通道条件较差，也可采用县调独立 建设调度自动化系统方案。本条中的终端包括常规人机工作站 虚拟化桌面终端（云终端）及KVM终端等，对于远程终端，不推荐 通过网络延伸方式接入远程人机工作站，推荐采用虚拟化桌面终 端（云终端）或KVM终端接入。

3.1.4本条中调控一体化是指将电网调度指挥管理功能与厂立

3.1.5本条中主配一体化是指将主网（即承担输电作用的电网

调度自动化功能与配网（即承担配电作用的电网）调度自动化功 通过同一套调度自动化系统实现，主配分离是指主网调度自动

功能与配网调度自动化功能分别通过相对独立的调度自动化系统 实现。对于主配网调度自动化功能是通过一体化模式实现还是主 配分离模式实现，应根据当地业务管理模式、配电网规模、配电自 动化基础等情况综合考虑，合理选择。通常主配网调度归属同一 部门管理、配电网规模适中或较小、配电自动化基础条件较好的地 区，可采用主配一体化模式建设主配网调度自动化系统，反之则宜 采用主配分离模式分别建设主网调度自动化系统及配网调度自动 化系统，或至少从硬件配置、软件部署上将两者适当分开。 3.1.8主备调系统独立建设时，可采用同构或异构方式。技术条

3.1.8主备调系统独立建设时，可采用同构或异构方立

件可行且存在一定需求时，可统一建设一套调度端系统，分布式布 置在主调和备调中心，实现主备调一体化运行。当其中一个调度 （调控）中心无法实施电网监控时，另一个调度（调控）中心自动化 系统也可独立承担电网监控业务。

3.2.7根据标准的引用要求，本条仅罗列了与调度自动化系统安

3.2.7根据标准的引用要求，本条仅罗列了与调度自动化系统安 全防护相关的需遵循的国家标准及行业标准，在具体工程设计中， 还需要按照《电力监控系统安全防护规定》（发改委2014年第14 号令）、《电力监控系统安全防护总体方案》（国能安全【2015】36号 附件1）、《地（县）级调度中心监控系统安全防护方案》（国能安全 【2015】36号附件3）、《发电厂监控系统安全防护方案》（国能安全 （2015J36号附件4）、《变电站监控系统安全防护方案》（国能安全 【2015】36号附件5）、《配电监控系统安全防护方案》（国能安全 （201536号附件6)等相关文件及所属电网企业的规定开展调度 自动化系统安全防护设计。

4.1.2本条提出调度端系统数据和服务共享的要求和方式。系 统建设可依据当地电网制定的有关标准，要求各类应用采用相同 的信息模型，或配置模型转换功能。 4.1.3新建自动化系统时，应综合评估项目建设需求，选择对现 有系统进行改造或整体新建方式，两种方式均应遵循不再出现信 息孤岛的原则。 4.1.7虚拟化、容器化、微服务、云计算、边缘计算、大数据、人工 智能、移动应用、可信计算等技术现阶段发展较快，在电网调度目 动化系统中的应用目前处于探索和试点验证阶段，展现了良好的 应用前景和应用效果，本条鼓励在电网调度自动化系统工程规划 可研、设计中积极应用相关技术，推动电网调度自动化系统的进 步发展。

4.2.1本条对调度端系统应用功能的分类与命名基于各功能在 调度运行中所支撑的业务内容进行。在具体的设计过程中，可根 据当地电网实际情况，选择合适的分类与命名方法，对系统功能进 行优化组合，并可根据调度自动化业务及调度自动化系统的技术 发展，进行补充和扩展，

4.3.1本条中所指数据库包括实时数据库、历史数据库、模型类 据库等。

4.4.1根据《网络安全审查办法》，关键信息基础设施运营者采购 网络产品和服务，影响或可能影响国家安全的，应当进行网络安全 审查。电网调度自动化系统作为关键信息基础设施，其所采购的 网络产品也需要通过网络安全审查。因此设计人员在工程设计 时，所选用的硬件产品要充分考虑网络安全审查的相关要求，避免 选用无法通过网络安全审查的产品。此处的产品包括核心网络设 备、高性能计算机和服务器、大容量存储设备、网络安全设备等

4.5.1与硬件配置要求类似，设计人员在工程设计时，所选用的 软件产品也要充分考虑网络安全审查的相关要求，避免选用无法 通过网络安全审查的产品。此处的产品包括数据库、应用软件、网 络安全软件、云计算服务软件等。

4.6.1本条中运维安全审计系统通常为运维堡垒机

本条中运维安全审计系统通常为运维堡垒机

5.1信息采集原则及内容

5.1.1根据现行国家标准《智能远动网关技术规范》GB/T31994 的要求，厂站计算机监控系统的智能远动网关可实现远动、保护、 相量、电能量、在线监测等信息的在线采集和综合上传。对于新建 厂站，推荐采用智能远动网关实现各类信息的采集、处理和传输 功能。

5.1.2厂站端信息采集内容与所在电网运行管理规定

统功能需求、电网调度控制模式、厂站有人/无人值班模式等因素 密切相关，本标准列出了通常情况下的采集内容，以供工程实施时 参考。

浙公通字〔2020〕166号《浙江省消防技术规范难点问题操作技术指南》2020版.pdf6. 2信息交互技术要求

6.2.1调度端主站系统与远程终端之间的网络通道带宽与采用 的终端类型、终端数量及系统厂商的具体产品密切相关，本条只规 定了基本的通道带宽要求，可满足终端数量较少时的通信需求，在 具体工程设计中还应根据上述因素合理配置通道带宽

7.2.5在某些地区，由于气候条件及季节因素，容易发生新风系

7.2.5在某些地区，由于气候条件及李节因素，容易发生新风系 统管道凝露的情况LY／T 2004-2012标准下载，严重时会有冷凝水聚集，如果管道布置在设备 上方且无良好的防渗漏措施，可能会发生冷凝水滴落至设备的情 兑，从而导致设备故障。因此新风系统管道应尽量避免布置在设 备上方，无法避开时应做好防渗漏措施，下方设备宜布置防水措施 （如加装防护罩等）。

针录 A 调度端系统功能

A.0.1系统功能模块的配置选项包括必选、宜选和可选，其中必 选模块是支撑系统正常运行或调度（调控）中心业务正常开展所需 的基本功能模块；宜选模块是根据项目建设范围建议选取配置的 功能模块；可选模块是不同调度（调控）中心根据当地电网运行和 管理实际需要可选取配置的功能模块。表中除监视、控制类功能 外，其余功能可基于电网企业私有云平台部署，如调度员培训仿真 功能模块、调度管理类功能模块等。