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《电力系统调度自动化设计技术规程》是指导电力系统调度自动化设计的重要规范文件，旨在确保电力系统运行的安全性、可靠性和经济性。该规程详细规定了调度自动化系统的功能要求、技术指标和设计原则，为各级调度中心的自动化建设提供了统一的技术标准。

规程主要内容包括：（1）系统架构设计，明确主站与子站之间的通信模式及数据交互方式；（2）实时数据采集与处理，涵盖遥测、遥信、遥控和遥调功能的设计要求；（3）网络与信息安全，强调系统抗干扰能力和防护措施；（4）软件功能设计，包括电网监控、负荷预测、状态估计、安全分析等高级应用；（5）设备选型和技术参数，确保设备性能满足系统需求。

通过遵循该规程，可实现调度自动化系统的高效运行，提升电力系统的调控能力，支持智能化电网的发展。同时，规程还注重与国际标准接轨，推动技术进步和创新，以适应现代电力系统复杂多变的需求。

3.1.4.3 220kV及以上电压等级的一倍半接线某室外给水管网工程施工程施工组织设计，当2个断路器之间配有短线保护时，其短线保护动作信号。

3.1.4.4 与小容量机组连接的220kV及以上电压等级的长距离输电线过电压保护动作信号。

3.1.4.5 220kV及以上电压等级的断路器失灵保护动作信号。

3.1.4.6 调度范围内的通信设备运行状况信号。

3.1.4.7 影响电力系统安全运行的越限信号(如过电压和过负荷，这些信号也可在调度端整定)。

3.1.4.8 参与自动发电控制的发电机组热力系统重要事故信号。

3.1.4.9 可能转为调相运行的发电机组和抽水蓄能机组运行状态信号。

3.1.4.10 有载调压变压器抽头位置信号。

3.1.4.11 电力系统自动调节装置运行状态信号(如水电厂成组调节装置，火电厂机炉协调控制装置等)。

3.1.5 调度中心根据需要可向发电厂、变电站传送下列遥控或遥调命令：

3.1.5.1 断路器的分合。

3.1.5.2 电力电容器、电抗器的投切。

3.1.5.3 有载调压变压器抽头的调节。

3.1.5.4 水轮发电机的起停和调节。

3.1.5.5 火电机组功率调节。

3.2 远 动 设 备

3.2.1 远动设备应满足远动信息采集和传送的要求。工程设计中应选用性能优良、运行可靠的定型产品。

3.2.2 1个厂站宜采用1套远动终端。

3.2.3 远动终端宜向1个调度端发送信息。根据需要也可向2个调度端发送遥测、遥信信息，但同一被控设备不允许执行2个调度端的遥控、遥调命令。

3.2.4 远动终端应有遥信变位优先传送的功能。当设备位置状态发生变化且未被调度端确认时，遥控、遥调命令应予闭锁。

3.2.5 远动终端的远动规约宜与调度端系统一致。当不一致时，工程中应解决与调度端的接口及规约转接。

3.2.6 远动终端的容量宜按发电厂、变电站的发展需要确定。发展时间宜考虑10年。

3.2.7 远动终端可以适当兼顾发电厂、变电站电气监测功能，但不应因此而影响远动终端的功能和技术指标。

3.2.8 当厂站端装有双机监测系统并且其性能和可靠性指标满足调度自动化要求时，可考虑由监测系统兼顾远动功能，并应解决与调度端的接口。

3.2.9 远动终端主要技术指标如下：

3.2.9.1 遥测精度：0.2级，0.5级。

3.2.9.2 模拟量输入：4～20mA，±5V。

3.2.9.3 电能量累计容量：216。

3.2.9.4 遥信输入：无源触点方式。

3.2.9.6 模拟量输出：4～20mA，0～10V。

3.2.9.7 遥控输出：无源触点方式。触点容量为直流220V、5A，110V、5A或24V、1A。

3.2.9.8 远动信息的海明距离：不小于4。

3.2.9.9 远动终端的平均故障间隔时间：宜不低于10000h。

3.2.10 遥测变送器的精度宜为0.5级。

3.2.11 遥测变送器的模拟量输出宜采用恒流输出。

3.2.12 遥测变送器应同发电厂、变电站的电气监测系统、弱电测量系统统一考虑。

3.2.13 远动终端应有抗电磁干扰的能力，其信号输入应有可靠的电气隔离，其绝缘水平应符合国家有关标准。

3.2.14 远动终端与遥测变送器和通信设备之间的电缆应采用多芯双绞屏蔽电缆。

3.2.15 远动终端和遥测变送器屏应可靠接地。

3.2.16 远动终端安装地点应考虑环境的要求和运行上的方便。

3.3 信息传输方式和通道

3.3.1 各级调度对直接调度的厂站通过远动直接收集信息；对非直接调度的厂站，如需要信息，通过其它调度转发。

3.3.2 承担自动发电控制任务的电厂(含梯调)，远动信息宜直接传送。

3.3.3 远动通道应在通信设计中统一组织。单机容量为300MW及以上或电厂总容量为800MW及以上的电厂，以及参加自动发电控制的电厂和330kV及以上电压等级的枢纽变电站，应有2个独立的远动通道，当1个通道故障时，可进行自动切换或人工切换。220kV枢纽变电站有条件时也可有2个独立通道。

3.3.5 信噪比测试点为远动信息接收端的入口或载波、微波设备远动信息接收端的出口。

3.3.6 远动通道的主要技术指标如下：

3.3.6.1 传送速率可选用(200)、300、600Bd或1200Bd。

3.3.6.2 远动通道为全(半)双工通道。

3.4.1 远动设备应配备不间断电源。交流电消失后，不间断电源维持供电时间宜不小于20min。

3.4.2 远动设备应配备相应的调试仪表，其配置标准按部颁《远动专用仪器仪表配置》标准执行。

3.4.3 工程设计中应考虑远动终端必要的备品备件。

4 自动发电控制部分

4.1 控制目标及方式

4.1.1 电力系统自动发电控制的目标为：

4.1.1.1 维持系统频率为50Hz，其允许偏差应符合有关规程规定。对于装机容量在3000MW及以上的电力系统，维持其系统频率偏差不超过±0.1Hz；3000MW以下的电力系统频率偏差不超过±0.2Hz。

4.1.1.2 减少系统时钟误差，其允许误差应符合有关规程规定。对于装机容量在3000MW及以上的电力系统日累计时差宜不超过±5s。

4.1.1.3 对于互联电力系统，还应维持联络线净交换功率及交换电能量在规定值。

4.1.2 电力系统自动发电控制方式主要有下列3种，应根据电力系统的特点和调度管理体制进行合理的选择。

4.1.2.1 定频率控制方式，即控制系统频率偏差为零(Δf=0)。

4.1.2.2 定联络线功率控制方式，即控制联络线净交换功率偏差为零(Δ=0)。

4.1.2.3 联络线功率与频率偏移控制方式，即控制联络线净交换功率偏差与系统频率偏差之和为零(Δ+B·Δf =0，B为频差系数)。

4.2 调整容量和调整厂

4.2.2 系统宜采取多厂、多机组参加调整，调整厂或机组的总容量至少应为系统所需调整容量的3～4倍。

4.2.3 在安排调整厂(或机组)时要有一个合理的布局，并要根据不同季节考虑水火电协调问题以及线路输送能力等约束条件。

4.2.4 调整厂(或机组)应具备下列基本条件：

4.2.4.1 基础自动化水平高。对于火电厂应具备机炉协调控制系统；对于水电厂应具备完善、可靠的机组自动起停控制系统。

4.2.4.2 可调容量大。火电机组可调容量宜为额定容量的30%以上，水电机组宜为额定容量的80%以上。

4.2.4.3 调整速度与负荷变化相适应。对火电机组宜为每分钟增减负荷在额定容量的2%以上，水电机组宜为每分钟增减负荷在额定容量的50%以上。

4.2.5 应优先选择容量较大、水库调节性能好的水电厂和单机容量在200MW及以上、热工自动化水平高、调节性能好的火电机组参加调整。对于单机容量在200MW以下的火电机组如有条件，根据系统需要亦可考虑参加调整。

4.3 控 制 系 统

4.3.1 负责电力系统发电控制的调度中心应充分利用调度自动化系统，来承担系统自动发电控制的任务，不宜设置专用的微机控制装置。

4.3.2 控制系统对调整厂或机组宜采用设定值控制信号方式，即由调度端计算机通过远动终端或当地计算机对调整厂或机组自动调整装置发出设定值，对发电机的出力进行自动调整。

4.3.3 控制系统应具备定频率、定联络线功率和联络线功率与频率偏移3种控制方式高级公路施工方案施工组织设计，并能根据不同情况自动切换或由调度员手动切换。

4.3.4 为避免因系统自然波动引起不必要的频繁调节，作为控制系统调节信号的区域控制误差，其计算公式见附录B，应设置死区及经过滤波处理。

4.3.5 控制系统宜采用比例积分调节方式，其比例系数和积分时间常数应可调。

4.3.6 控制系统应对电力系统旋转备用容量进行计算和监视。当计算出实际旋转备用容量小于要求值时应发出告警信号。

4.3.7 控制系统应对参加自动发电控制机组的可用性和响应情况进行监视和检查。当发现其不可用或未响应控制时，应自动转为离线控制方式，并发出告警信号。

4.3.8 在下列异常情况下，自动发电控制应自动停止或改用另一种控制方式，并发出告警信号。

4.3.8.1 电力系统频率测量部件故障或频率偏差超过极限时(定频率或联络线功率与频率偏移控制方式)。

石狮东港商城小区c区施工组织设计4.3.8.2 某条联络线交换功率测量部件故障或联络线净交换功率偏差超过极限时(定联络线功率或联络线功率与频率偏移控制方式)。

4.3.8.3 区域控制误差滤波值超过极限值。